Исследование и совершенствование технологий строительства скважин для условий неустойчивых глинистых отложений и низкопроницаемых коллекторов

Яхшибеков, Феликс Рудольфович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Исследование и совершенствование технологий строительства скважин для условий неустойчивых глинистых отложений и низкопроницаемых коллекторов
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Исследование и совершенствование технологий строительства скважин для условий неустойчивых глинистых отложений и низкопроницаемых коллекторов"

На правах рукописи

ЯХШИБЕКОВ ФЕЛИКС РУДОЛЬФОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН ДЛЯ УСЛОВИЙ НЕУСТОЙЧИВЫХ ГЛИНИСТЫХ ОТЛОЖЕНИЙ И НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

004605472

Москва-2010

004605472

Работа выполнена в Сургутском научно-исследовательском и проектном институте нефтяной промышленности открытого акционерного общества «Сургутнефтегаз» («СургутНИПИнефть» ОАО «Сургутнефтегаз»)

Научный консультант - доктор технических наук

Аверьянов Алексей Петрович

Официальные оппоненты: - доктор технических наук

Ипполитов Вячеслав Васильевич

- кандидат технических наук Маслов Валентин Владимирович

Ведущая организация - Общество с ограниченной

ответственностью «Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий» (ООО «ТюменьНИИгипрогаз»)

Защита состоится 23 июня 2010 г. в 13 часов на заседании диссертационного совета ДМ 002.263.01 при Научном центре нелинейной волновой механики и технологии РАН (НЦ НВМТ РАН) по адресу: 119334, Москва, ул. Бардина, д. 4.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке НЦ НВМТ РАН по адресу: 119334, Москва, ул. Бардина, д. 4.

Автореферат разослан 21 мая 2010 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета, доктор технических наук

А.П. Аверьянов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы.

Конечные показатели качества и эффективности строительства скважин, как горно-технического сооружения, предназначенного для разработки природных залежей нефти и газа, зависят, в первую очередь, от успешного решения трех ключевых проблем: сохранения природных коллекторских свойств нефтегазонасыщенных пластов, формирования технически надежной долговременной крепи и создания гидравлически оптимальной конструкции фильтра скважин.

Как показывают многолетние исследования и промысловый опыт, достижению высоких показателей в этой области препятствуют различного рода осложнения технологии буровых работ (поглощения, газонефтеводопроявления, гидроразрывы, неустойчивость горных пород) и негативные последствия (ухудшение коллекторских свойств продуктивных пластов, нарушения герметичности заколонного пространства, прорыв пластовых вод к фильтру скважин и т. д.), связанные с нестационарными гидравлическими процессами бурения и заканчивания скважин. Результаты промысловых исследований этих процессов свидетельствуют о прямой зависимости их от технического состояния не обсаженного ствола (герметичности и прочности стенок) при бурении и заканчивании скважин в различных геолого-технических условиях. Анализ современного состояния технологии буровых работ показывает, что решению проблемы контроля и регулирования технического состояния ствола в процессе бурения скважин специалистами не уделяется должного внимания. В результате происходит закономерное снижение эффективности комплекса применяемых технологий бурения и заканчивания скважин и качества их строительства.

Большой научный вклад в успешное решение проблем бурения и заканчивания скважин внесли работы институтов Азинефтехим им. М.М.Азизбекова, БашНИПИнефть, НПО «Бурение», ВНИИнефть, ВолгоградНИПИнефть, ИФИНГ, РГУ им. И.М. Губкина, СибНИИНП, СургутНИПИнефть, ТатНИПИнефть, УГНТУ, ТюмГНГУ, и др., а также производственные объединения ОАО «Башнефть», «Беларусьнефть», «Главтюменнефтегаз», «Пермнефть», «Сургутнефтегаз», «Татнефть» и др.

Несмотря на значительные достижения в этой области за последние 1520 лет, усложнение геолого-технических, баро- и термодинамических условий строительства скважины на Рогожниковском месторождении (высокие пластовые температуры до 150 'С, низкие значения градиента давления разрыва пород Красноленинского свода) актуальны и требуют дальнейшего совершенствования технологии буровых работ, промывочных жидкостей, тампонажных растворов, позволяющих в комплексе решать возникающие проблемы путем разработки и внедрения в производство современных научно-технических достижений.

Цель работы - повышение качества и технико-экономических показателей проводки ствола скважины формированием приствольного гидроизолирующего экрана гидромониторными струями полимерпли-нистых буровых растворов и крепления эксплуатационных колонн разработкой и внедрением высокотемпературного тампонажного раствора.

Основные задачи исследований.

1. Анализ геолого-технических условий строительства скважин на Рогожниковском месторождении.

2. Анализ причин и факторов, нарушающих технологию строительства скважин и снижающих качество буровых работ.

3. Обоснование требований к системам промывки скважин для условий неустойчивых отложений Красноленинского свода.

4. Обоснование требований к тампонажным растворам для качественного разобщения склонных к гидроразрыву пластов и герметизации заколонного пространства в условиях высоких пластовых температур.

5. Экспериментальные исследования и разработка рецептур высокоингибирующих биополимерных глинистых буровых растворов и высокотемпературных тампонажных материалов.

6. Разработка и промысловые испытания технологического комплекса по повышению качества изоляции флюидонасыщенных пластов (горизонтов) Рогожниковского месторождения.

7. Промысловые испытания высокоингибирующих биополимерных глинистых буровых растворов и высокотемпературных тампонажных материалов. Разработка нормативной документации.

Основные защищаемые положения.

На защиту выносится совокупность теоретических и экспериментальных разработок, методических, технических и технологических решений и рекомендаций, обеспечивающих повышение качества

и технико-экономических показателей проводки ствола скважины, а именно:

1. Результаты научных обобщений и аналитической оценки состояния технологии, промывочных жидкостей и тампонажных материалов, используемых в строительстве скважин в геолого-технических условиях Рогожниковского нефтяного месторождения ОАО «Сургутнефтегаз».

2. Теоретические и экспериментальные обоснования по разработке высокоингибирующего биополимерного глинистого бурового раствора, разработанного на основе теории гидрофобных взаимодействий.

3. Результаты лабораторных исследований, разработки оптимальных составов и промышленных испытаний высокотемпературного тампонажного материала для крепления скважин в геолого-технических условиях Рогожниковского месторождения.

4. Разработка и оценка результатов внедрения технологического комплекса промыслового контроля герметичности и прочности ствола скважин в геолого-технических условиях Рогожниковского месторождения на основе анализа условий бурения скважин и промысловых испытаний струйной технологии гидроизоляции приствольной зоны газонефтеводопроявляющих и поглощающих пластов для повышения показателей качества и эффективности буровых работ.

Научная новизна работы.

1. На основе теоретических и экспериментальных исследований установлено, что качественная и эффективная проводка ствола скважины для сложных геолого-технических условий Рогожниковского месторождения возможна при совокупности использования модифицированных буровых и тампонажных растворов и формированием приствольного гидроизолирующего экрана гидромониторными струями полимерглинистых буровых растворов в процессе бурения.

2. На основании промысловой информации и аналитических исследований научно обоснован механизм нарушения исходной плотности тампонажных растворов-камня и ее дифференциации в интервале цементирования эксплуатационной колонны для геолого-технических условий Рогожниковского месторождения.

3. На основе развития теории гидрофобных взаимодействий (термодинамика промывочных систем) разработана математическая модель, позволившая научно обосновано синтезировать высоко-ингибирующий биополимерный глинистый буровой раствор для геолого-технических условий Рогожниковского месторождения.

4. Теоретически и экспериментально обоснованы направления разработок и совершенствования высокотемпературных тампонажных материалов для геолого-технических условий Рогожниковского месторождения.

Практическая ценность работы.

1. Разработан и внедрен в производство комплекс методических и технологических решений по повышению качества и эффективности буровых работ на Рогожниковском месторождении ОАО «Сургутнефтегаз», включающий:

- методику и программу синтеза состава бурового раствора с заданными свойствами;

- методику оптимизации состава высокотемпературного тампонажного материала;

- методику контроля технического состояния ствола опрес-совками с устья;

- метод расчета технологических параметров процесса кольматации.

2. Разработаны, промышленно испытаны и рекомендованы к широкому внедрению:

- рецептура высокоингибирующего биополимерного глинистого бурового раствора;

- состав высокотемпературного тампонажного материала.

3. Организовано производство высокотемпературного тампонажного материала.

4. Внедрен в производство, адаптированный к геолого-техническим условиям строительства скважин Рогожниковского месторождения, комплекс системных технологий по гидромеханическому упрочнению ствола, включающий: основную схему гидроизоляции приствольной зоны флюидонасыщенных пород; оптимизацию зоны флюидонасыщенных пород; оптимальные режимы формирования кольматационного экрана с высокими гидроизолирующими характеристиками; оперативные приемы контроля технического состояния ствола опрессовками с устья; метод расчета технологических параметров процесса кольматации.

5. Составлены нормативные документы, регламентирующие выбор состава, технологию приготовления и контроль качества в производственных условиях буровых и тампонажных растворов (технические условия, стандарт предприятия).

6. Составлена инструкция по подготовке стволов скважин к

креплению эксплуатационной колонной.

Апробация работы.

Основное содержание и результаты работы докладывались и обсуждались на НТС ОАО «Сургутнефтегаз» (2002 - 2009 гг), научно-технической конференции, посвященной 50-летию Тюменского государственного нефтегазового университета «Инновации и эффективность производства» (г. Сургут-Тюмень, 21 -22 апреля 2006г.), научно-практической конференции «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития» (г. Геленжик, 25-28 апреля 2006 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 24 научные работы, в том числе 19 статей (из них 6 статей в журналах, рекомендованных ВАК РФ) и 5 патентов РФ. Кроме того, материалы диссертации изложены в научных отчетах, переданных с 2004 по 2009 гг в фонды ОАО «Сургутнефтегаз».

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников (239 наименований) и приложений. Изложена на 255 страницах машинописного текста, содержит 42 таблицы, 25 рисунков.

Автор выражает благодарность специалистам ОАО «Сургутнефтегаз» за содействие во внедрении разработок на предприятии.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы цель и задачи исследований, определена научная новизна, практическая значимость и реализация результатов.

В первой главе диссертации выполнен анализ геолого-технических условий строительства скважин на Рогожниковском месторождении, традиционных технологий предупреждения осложнений и заканчивания скважин. Выявлены причины и факторы, нарушающие технологию и снижающие качество буровых работ. Дана промысловая оценка эффективности применения различных систем буровых растворов при строительстве скважин на Рогожниковском месторождении и приведен анализ современного состояния и проблем обеспечения герметичности и прочности ствола скважины.

Рогожниковское месторождение относится к Красноленинскому району Фроловской нефтегазоносной области. Нефтегазоносность на месторождении связана с отложениями викуловской свиты (пласт ВК,), нижнетутлеймской свиты (пласт ЮК0), тюменской свиты (пласт ЮК2-5)

и отложениями доюрского комплекса (пласт Тр). Пористость продуктивных пластов изменяется от 8 до 25 %, проницаемость пород -от 0,62-10"3 до 17,2-10"3 мкм2, нефтенасыщенность изменяется от 21,4 до 89,4 %, начальное пластовое давление - от 16 до 27 МПа, начальная пластовая температура - от 60 до 130 °С.

Анализ результатов строительства поисковых и разведочных скважин Рогожниковского месторождения показывает, что основными особенностями геолого-технических условий бурения скважин, нарушающими технологию буровых работ, снижающими показатели качества и эффективность технологических процессов относятся:

- неустойчивость стенок скважины, сложенных по всему разрезу массива горных пород переслаиванием песчаников, шин и алевролитов. Схема расположения зон с неустойчивыми породами приведена на рисунке 1. Результатом гидромеханического и физико-химического взаимодействия бурового раствора с горными породами на границе раздела фаз и в проницаемых средах становится увеличение диаметра ствола с 0,219 м до 0,270 м и возникновение прихватоопасных условий, связанных с проявлениями адгезионных сил, дифференциального давления и гидратационных процессов (набухание глин);

- низкая гидромеханическая прочность ствола скважин в интервале установки эксплуатационной колонны, градиент гидроразрыва которых составляет 0,016-0,018 МПа/м, что на 18-27% ниже градиента горного давления. В условиях неконтролируемого изменения давления в скважине (репрессия) это приводит к нарушению циркуляции и поглощению буровых, тампонажных растворов при бурении и креплении скважин;

- активная гидравлическая связь технологических жидкостей с призабойной зоной флюидонасыщенных пластов в интервале 800-2900 м. В гидравлических условиях виброволнового режима течения бурового раствора в затрубном пространстве скважины, знакопеременное (репрессия, депрессия) изменение гидродинамического давления приводит к пульсирующему притоку в ствол пластовой жидкости. Этот процесс сопровождается разжижением бурового раствора, изменением установленных технологических параметров и утратой его функциональных свойств;

- высокая насыщенность разреза скважины комплексом проницаемых пород, приствольная зона которых недостаточно эффективно защищена от негативного воздействия технологических параметров буровых процессов - виброволновых давлений, физико-химических свойств буровых и тампонажных растворов, фактора времени.

Гяубмиа.м 781Я ?83й

78(Ж ?89К

Условные обозначения | | Инт«р»ал «п»1ущ«ннуи коэффициентом »мрнадности 753Р Нэмер рюмдочной смажини I Инт«р»ал спуска кондуктора

до 430 им • »ели чина у»еличенил диаметра ет»ола ес»яжины

_ . _ Ь^хнля отметка баш иака кондуктора

си ахи н по проекту — — Нижняя отметка башмака кондуктора с (»хин по фасгу

Рисунок 1 - схема расположения зон с неустойчивыми породами по результатам кавернометрии на разведочных скважинах Рогожниковского месторождения.

Наибольншй ущерб в этих условиях наносится природным коллекторским свойствам продуктивных пластов и качеству долговременного разобщения их от посторонних флюидонасыщенных пластов продуктивной толщи.

Выбор технологических жидкостей, обеспечивающих качественную и безаварийную проводку скважин и при этом оказывающих минимально возможное негативное воздействие на призабойную зону пласта и природную среду, является весьма актуальным. Основой современных представлений о физико-химическом взаимодействии буровых растворов с разбуриваемыми породами и их влиянии на призабойную зону продуктивных пластов явились фундаментальные исследования В.А.Амияна, Б.А.Андресона, Д.Амикоса, Г.А.Бабаляна, В.С.Баранова, М.Вильямса, Е.Е.Гилла, Б.В.Дерягина, Э.ПКистера, Ф.И.Котяхова, А.Т.Кошелева, Р.Крюгера, Ю.С.Кузнецова, М.М.Куса-кова, М.И.Липкеса, У.Д.Мамаджанова, М.Маскета, А.И.Пенькова, В.Н.Полякова, П.А.Ребиндера, В.Ф.Роджерса, Р.И.Шшценко, А.У.Шари-пова, С.К.Ферпосена и других исследователей.

Вопрос о причинах нарушения целостности ствола скважины в интервалах залегания легко диспергируемых глин в достаточной степени изучен. Основными методами борьбы с осложнением являются утяжеление раствора, снижение фильтрационных свойств и ингиби-рование.

Поддержание устойчивости стенок скважины является одной из основных задач, которые необходимо решать при бурении скважин на Рогожниковском месторождении. В процессе бурения в зависимости от глубины вскрываемых отложений и группы пород (набухающие высокопластичные и сильно увлажненные глины) характер осложнений имеет разную форму (сальникообразование, налипание шлама на долото, сужение ствола, затяжки и прихваты бурильного инструмента, потеря циркуляции, не доход бурильного инструмента до забоя и др.). В этих условиях большую роль играет тип, состав и качество используемого бурового раствора.

Поэтому одним из первостепенных направлений предупреждения данных осложнений на скважинах является обоснованный подбор рецептуры промывочной жидкости, обеспечивающей выполнение всех требований к ее качеству для бурения в неустойчивых породах Рогожниковского месторождения.

Как показывает анализ промысловой информации, предупреждение осложнений при бурении и заканчивании скважин осуществляется регулированием плотности и реологических свойств буровых растворов (вязкость, напряжение сдвига, водоотдача), подачи буровых насосов, режимов СПО, вводом в раствор закупоривающих наполнителей.

Однако, отечественный и зарубежный опыт буровых работ в этой области свидетельствуют о низком уровне качества и эффективности применения этих технологий. Объясняется это, в первую очередь, отсутствием контроля и регулирования механизмов гидромеханического и физико-химических процессов снижения проницаемости и повышения прочности приствольной зоны при бурении скважин. Поэтому процессы кольматации прискважинной зоны флюидонасы-щенных пластов и формирования на стенках скважины фильтрационных корок происходит спонтанно и гидроизолирующие характеристики такого экрана низки и непрогнозируемы. Промысловые исследования и опыт показывают, что нарушения произвольно сформировавшихся гидроизолирующих экранов происходит при репрессиях 3-5 МПа и депрессиях - 0,8-2,0 МПа, что в 2-3 раза меньше действующих в скважинах дифференциальных давлений в процессе бурения и цементирования обсадных колонн.

Другим обстоятельством, снижающим эффективность технологических приемов предупреждения осложнений в процессе бурения, является дефицит промысловой информации о текущем техническом состоянии ствола скважины (показатели герметичности и прочности стенок). Это лишает специалистов возможности принятия оптимальных решений и применения высокоэффективных технологий, особенно в аномальных геолого-технических условиях бурения скважин. Поэтому для достижения высоких качественных и технико-экономических показателей буровых работ в условиях возможных поглощений и низких градиентах гидроразрыва горных (0,16-0,18)10 ' МПа/м), получение оперативной промысловой информации о текущем техническом состоянии ствола (герметичность и прочность стенок) является обязательным.

Выполнен анализ осложнений, полученных при строительстве скважин на Рогожниковском месторождении за период с 2006 по 2007 год, который показывает, что 80 % осложнений вызвано нарушением устойчивости стенок скважин. При этом природа неустойчивости стенок скважины в данных отложениях имеет разный характер, в первую очередь, вызванная взаимодействием бурового раствора и глинистыми формациями.

Решение проблемы устойчивости ствола скважины усугубляется высокими забойными температурами 90-130 "С в нижних продуктивных горизонтах и аномальными поровыми давлениями с линзами газа. Таким образом, краткая аналитическая оценка геолого-технических условий бурения и заканчивания скважин Рогожниковского нефтяного месторождения показывает, что функционально традицион-

ная технология не обеспечивает успешного решения двух основных технических проблем - надежной долговременной изоляции ствола от комплекса вскрываемых бурением флюидонасыщенных пластов и повышения эксплуатационных характеристик скважин (длительной безводной добычи нефти при оптимальных режимах отбора).

Гидравлическими особенностями процесса цементирования колонны являются гравитационное движение раствора в кольцевом пространстве сплошным потоком и разорванным - в условиях разряженного пространства обсадных труб. Закачиваемый в колонну поток тампонажного раствора при поступлении в трубы разрывается и в таком не связанном состоянии устремляется вниз до глубины расположения текущего уровня жидкости. И продолжается это до восстановления сплошности потока технологических жидкостей, отмечаемого возникновением давления на устье скважины. В этот скрытый период цементирования обсадных колонн интенсифицируются процессы гидромеханического взаимодействия тампонажных растворов и интервалов флюидонасыщенных пластов. И одним из значимых последствий этих процессов становится изменение исходной плотности, реологических и структурно-механических свойств тампонажных растворов. Рост этих показателей в сравнении с исходными обусловлен высокой водоотдачей тампонажных растворов и действием гидромеханических репрессий (порядка 7-10 МПа) при движении в интервалах проницаемых пород.

В этот же период происходит повышение температуры в скважине за счет интенсификации виброволновых гидравлических процессов, сопровождаемых повышением температуры по отношению к геотермической на 3-7°С, что повышает водоотдачу цементных растворов. Дальнейшие и более существенные и необратимые изменения исходных свойств цементного раствора и камня происходят на стадии термодинамического относительного равновесия в скважине (время ОЗЦ). В таблице 1 представлены данные СГДТ по оценке качества цементирования эксплуатационных колонн на скважинах Рогожни-ковского месторождения. Анализ их показывает, что дифференциация плотности цементных растворов-камня происходит по всей высоте его подъема в заколонном пространстве с протяженностью интервалов от 3,0 до 1425 м. Необходимо отметить, что указанные конечные результаты крепления скважин характерны для подавляющего большинства нефтегазовых месторождений в нашей стране и за рубежом. Результаты исследований показывают, что для столь сложной геолого-технической системы «скважина-техническая крепь» разработка тампонажных

Таблица 1 - Результаты оценки качества цементирования эксплуатационных колонн по СГДТ на Рогожниковском месторождении

Лг2№ скв. Стратиграфические горизонты Характерные интервалы подъема цемента Показатели плотности цем. р-ра, кг/м3 Пределы изменения плотности цем. р-па. г<г/м" Толщнна интервала, м

исходные средние по СГДТ от до

354-Р ггшьки некая, березовская свиты 731-1072 1500 1360 1240 1400 341

березойекая, уватская 1072-1200 1500 1445 1320 1450 128

уватская, ханты мансийская, викуловская 1200-1813 1500 1510 1300 1580 613

викуловская, алымская свиты 1813-2078 1780 1592 1470 1610 265

алымская свита 2078-2108 1780 1340 1290 1430 30

алымская свита 2108-2154 2112-2140 1780 1410 1310 1400 1300 1430 1330 46 28

алымская свита 2154-2273 1780 1505 1310 1600 119

чсркашинская свита 2273-2352 2352-2497 9^00-9649 1780 1780 1780 1230 1580 1754 1115 1430 1710 1500 1780 1800 79 145 14Р

356-Р гельцемеит р=1240-1510кг/м5 в интервале 1160-1570 м, цемент о=1370-1680 кг/м'" в интервале 2437-2614 м.

355-Р гслыдсмснт р=1490-1510 кг/м' в интервале 1462-1719 и 1860-2116 м, цемент о=1410-1810 кг/м3 в интервале 2513-2754 м.

жидкостей, технологий цементирования, адекватных термодинамическим условиям, в настоящее время актуальна, но не достаточна.

Поэтому для успешного решения этой технологической проблемы необходимо привлечение системных научно-технических подходов и решений, основанных на применении технологии гидромеханического упрочнения ствола в процессе бурения скважин, что обеспечивает высокую стабильность исходной плотности тампо-нажных растворов и камня и устойчивый рост качественных показателей цементирования обсадных колонн.

Во второй главе основное внимание уделено теории гидрофобных взаимодействий (термодинамика промывочных систем) и ее прикладным аспектам. При этом прослеживаются связи между коллоидно-химическими характеристиками буровых растворов и их технологическими параметрами. Изложены основные принципы моделирования, позволяющие сделать обобщения на основе ограниченного числа экспериментов. Задачей моделирования на основе законов статистики является построение полуэмпирических зависимостей, основываясь на ряде специально спланированных экспериментов, на которые оказывают влияние различные погрешности. Чем точнее модельное уравнение описывает реальную кривую регрессии, тем модель более корректна. Например, если система имеет три степени свободы, то для технологического параметра К, справедливо:

К, =Г(Р,Т,С,), (1)

где Р - давление в системе; Т - температуры системы, С; -концентрация ¡-го компонента в системе.

К, является полным дифференциалом, поэтому уравнение (1) можно переписать в дифференциальной форме:

= (ЭК, /ЗТ)с1Т+(оК, /5С)ёС+(ЗК1 /ЭР)ёР. (2)

Данное выражение является основным параметрическим уравнением квазистационарной модели бурового раствора в дифференциальной форме. Данные модельные представления отличаются от реальных физико-химических процессов, наблюдаемых при циркуляции бурового раствора, тем, что происходят в равновесных условиях, то есть полагается, что за время, равное периоду циркуляции раствора, успевает установиться динамическое равновесие обменных диффузионных и энергетических потоков на границе горной породы с дисперсионной средой раствора.

Для нахождения интегральной формы уравнения (2) выбраны линейные корреляционные зависимости К,=^Т); К=ЦР); К=ДС) для частных производных, которые могут быть описаны линейными дифференциальными уравнениями и использован метод «вложенных коэффициентов», который основан на нахождении вида первообразных функций за счет ступенчатого усложнения зависимостей:

К=Г(Т)—> К;=Г(Т,С)—> К,=Г(Т,С,Р). Сам принцип «вложенных коэффициентов» представляет собой конструирование итоговой трехмерной зависимости К=Г(Т,С,Р) путем подбора оптимальных коэффициентов.

Явный вид зависимости К^Т) определен при условии монотонно возрастающей функции до Ттал<120 "С в виде К=а/(120-Т). Параметр «а» является переменным и также зависит от Т. Зная значения К( при ТП1|П и Тт„, определяются значения параметра «а» при ТП11П и Тт„. При этом параметры С=Ст1„ и Р=Ртш не варьируются. Полагая, что зависимость а=ДТ) прямолинейна, получим общий вид функции К = ЦТ):

К;=(а,+Ь-Т)/( 120-Т). (3)

Затем определяется общий вид функций К,=Г(Т,Р) и К,=ЦТ,С,Р) из условия линейности К,=Г(Р) и описания К= ДС) полиномом второй степени:

К,=[(а2+Ь,-Р)+(а2ЧЬ,' -Р)Т]/(120-Т), (4)

К1=[((х,-С2+у1--С+г1)+(х2-С2+у;-С+22)-Р)+((х3-С2+у;-С+2з)+

+(х4 С2+у4* С+74) Р)-Т]/(120-Т). (5)

Коэффициенты а„ а2, Ь, Ь„ х„ х2, х3, х4, у„ у2, у3, у„, г„ г,, г3, гл в уравнениях (3) - (5) определялись, используя дополнительные экспериментальные точки К=ЩТт„,Рта;,), (Стщ; n•CmJ] и точки экстремумов по концентрации.

Итоговое уравнение (5) учитывает влияние на технологический параметр раствора К, трех переменных факторов и содержит 12 коэффициентов. Дальнейшее усложнение задачи, за счет введения новых переменных факторов (концентраций других компонентов системы), возможно за счет построения новых функциональных зависимостей для всех 12 коэффициентов.

Этот метод решения легко алгоритмизируется и использован для компьютерного моделирования глинистого биополимерного бурового раствора. Для каждого компонента бурового раствора выбраны наиболее подходящие функции К,(С), свойства которых (степень нелинейности, наличие экстремумов) отвечают коллоидно-химическому поведению реагента и технологическим особенностям системы раствора.

Для построения математической модели глинистого биополимерного раствора были приготовлены системы промывочных жидкостей с различной концентрацией компонентов и проведены лабораторные исследования технологических характеристик (условной и пластической вязкости, показателя фильтрации, динамического напряжения сдвига, коэффициента трения и др.) при различных термобарических условиях.

На основании лабораторных исследований было получено уравнение каждого технологического параметра общего вида:

Pt = f(C„C2, С3, С4, р), (6)

где Pt - технологический параметр раствора; С, - концентрация праестол в растворе (%); С2 - концентрация Биолуб-LVL в растворе (%); С, - концентрация поликсан в растворе (%); С4 - концентрация глинистой фазы в растворе (%); р - плотность бурового раствора (кг/м3).

Приведено решение обратной задачи, основанное на нормировании показателя фильтрации бурового раствора по удельному весу, дифференцировании базового уравнения по каждой концентрации -С„ С2, Сз, С4, вычислении концентрации полимерных реагентов.

Найденные значения концентраций полимеров используются для вычисления прочих технологических параметров бурового раствора.

В третьей главе диссертации приведены результаты лабора-торно-аналитических исследований, опытно-промысловых испытаний высокоингибированного глинистого биополимерного раствора и высокотемпературного армированного тампонажного материала для условий бурения и крепления на Рогожниковском месторождении ОАО «Сургутнефтегаз».

В основу разработки глинистого биополимерного раствора (ГБР) положены современные теоретические представления о процессе ингибирования неустойчивых глинистых пород и использования реагентов с повышенными ингибирующими свойствами.

Лабораторные исследования по обоснованию оптимального состава пресного высокоингибирующего глинистого биополимерного бурового раствора (ГБР) проводились с помощью известных и специально разработанных методик с применением современного экспериментального оборудования и приборов с использованием оптимизации количества лабораторных экспериментов на основе полученной математической модели. Для определения ингибирующей способности и диспергирующей активности использовали тестер динамики набухания глинистых сланцев (Dynamic Lainear Swellmeter Complete w/Compactor) и методику оценки диспергирования шлама (роллинг тест). Для определения технологических характеристик буровых растворов (реологические, тиксотропные свойства и фильтратоотдача) при разработке рецептур ГБР использованы методики контроля параметров буровых и тампонажных растворов (СТП 1032007).

Рецептуры глинистых буровых растворов корректировали с учетом прогрева до 75°С. Технологические параметры базовых растворов представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Технологические параметры базовых рецептур буровых растворов

Технологические параметры

№ и/а Состав раегвора Р. кг/м3 Т,с фЗОО фм» снс, дПа Ф, см3 рНф IV, мПа с Х(), дПа

1 Глинистый раствор Праестол 0,03% ВГТРГ 0,15% 1080 26 25 40 14/19 10 8 15 48

2 Глинистый раствор Праестол 0,3% 1080 30 28 42 19/29 9,8 8,5 14 67

3 Глинистый раствор Праестол 0,03% ВПРГ 0,15% Поник сан 0,2% 1080 40 34 48 24/34 9 8 14 96

Результаты исследования ингибирующей активности базовых рецептур показали, что оптимальным ингибирующим эффектом обладает рецептура № 2. Исследования, проведенные методом роллинг-теста, расположили базовые рецептуры по увеличению их ингибирующей активности в следующем порядке (таблица 3): Рецептура № 2 Рецептура № 1 Рецептура №3.

Для обоснования концентрации биополимера Поликсан был проведен сравнительный лабораторный анализ систем растворов с различными концентрациями биополимера, который показал, что оптимальным технологическим параметрам соответствуют системы с концентрацией биополимера от 0,1 - 0,2 %., обеспечивающей улучшение ингибирующей активности (приращение высоты образца) на 3 - 6 %. Таким образом, в результате проведенных лабораторных исследований установлено, что высокоингибирующей рецептуре промывочной жидкости соответствует следующий состав: глинистая суспензия плотностью 1080 кг/м3; праестол 0,3 %; поликсан 0,1 - 0,2 %; вода остальное.

Специфика крепления скважин Рогожниковского месторождения обусловлена наличием высоких температур на забое (90-130 °С).

Таблица 3 - Результаты исследования диспергирующей активности базовых рецептур буровых растворов

№ ^^ Состав раствора 'Ицсх. оиричщи IV ух. остатка? ]'Р П,% Д,% Дср,%

Глинистый раствор 1 Праестол 0,03% ВПРГ0,15% 20 16.61 83.05 16.95 14,95

16.92 84.6 15.4

17,15 87,5 12,5

2 Глинистый раствор Праестол 0,3% 16,14 80,7 19,3 20,07

16,05 80,25 19,75

15,77 78,85 21,15

Глинистый раствор Праестол 0,03% ' ВПРГО.15% Поликсан 0,2% 16,45 82,25 17,75 16,17

16,78 83.9 16,1

17,07 85,35 14,65

Основной причиной снижения прочности цементного камня при повышенной температуре является то, что она способствует интенсификации всех физических, физико-химических и электро-химических процессов в системе «скважина - окружающая среда». Так, при гидротермальной перекристаллизации, имеющей много общего с процессом гидратации, неустойчивые соединения растворяются в жидкой фазе, а из нее выкристаллизовываются более устойчивые (менее растворимые) с образованием в структуре камня крупных кристаллов. Процесс перекристаллизации начинается при температуре 75 °С в сформировавшемся цементном камне и протекает медленно до 100 °С. Выше 100 °С этот процесс значительно ускоряется, сокращается период достижения максимальной прочности (за счет ускорения гидратации), но уменьшается ее абсолютное значение, после чего прочность цементного камня быстро снижается. Главным условием повышенной термостойкости цементного камня является пониженное содержание Са(ОН)2 при температурах до 100 "С и отсутствие его при более высоких температурах. Повысить термостойкость портландцементного камня можно путем использования регуляторов термостойкости или заменой вяжущего (шлаковые, шлакопесчанные цементы).

При проведении лабораторных исследований по разработке состава высокотемпературного тампонажного материала проведен анализ различных композиционных составов: портландцемента тампонажного марки ПЦТ-1-100; шлакопортландцемента марки ШПЦ 400; портландцемента с минеральными добавками марки ПЦ 400-Д 20.

Выявлено, что при высоких температурах скорость схватывания и твердения значительно ШПЦ 400 повышается, приближаясь к портландцементам. Имеет худшую по сравнению с портландцементом седиментационную устойчивость. Портландцемент с минеральными добавками марки ПЦ 400-Д20 может быть использован для приготовления специальных тампонажных цементов.

Были исследованы различные композиционные составы, включающие портландцемент (ПЦТ), феррохром (ФХ), глиноземистый цемент (ГЦ) и кварцевый песок (КП) при различных их соотношениях. Оптимальное соотношение кремнеземистой добавки и тампонажного портландцемента оценивалось по результатам физико-механических и реологических параметров тампонажного раствора и камня. Исследования проводили при температурах 80, 90 и 120 °С. Предварительная подготовка исходного сырьевого материала кварцевого песка, ФХ, КП (сушка и измельчение до удельной поверхности портландцемента), позволяет получить равномерный по фракционному составу тампонажный материал и седиментационно-устойчивый тампонажный раствор на его основе плотностью 1800-1860 кг/м3 с низким водоотделением, высокими прочностными характеристиками камня и обеспечить длительные сроки хранения материала.

При проведении исследовательских работ решалась задача повышения качества крепления скважин не только в процессе крепления, но и создания прочного трещиностойкого цементного кольца с плотноупакованной структурой при проведении перфорационных работ для увеличения срока межремонтного периода работы скважины. Добавление кварцевого песка, дробленого до удельной поверхности используемого тампонажного портландцемента, в количестве 20-30 % от веса сухого цемента позволяет получить плотноупакованную непроницаемую структуру тампонажного камня за счет внедрения тонкой фракции кварца в кристаллическую структуру тампонажного камня и повышает его термостойкость.

С повышением температуры ассортимент замедлителей схватывания сокращается, особенно для портландцементных растворов. Например, при температуре 20-90 °С могут быть использованы сотни замедлителей схватывания, при 100-120 °С—десятки, тогда как при 160 °С и выше - единицы добавок. Среди них группа фосфорорганических комплексообразователей - НТФ, ОЭДФ и их соли.

Для придания армирующих свойств использованы полипропиленовые и полиамидные фиброволокна длиной 6, 8 и 20 мм, которые были протестированы в лабораторных условиях в системе тампонажного

раствора, содержащем 33,3 % кварцевого песка удельной поверхностью 3500 см2/г и 66,45 % вяжущего компонента ПЦТ-1-100 (таблица 4).Таким образом, разработанная и откорректированная рецептура включает в себя следующее соотношение компонентов, мас.%: портландцемент тампонажный (шлакопортландцемент) - 66-75; кварц дробленный (35004000 см2/г) - 33,75-24,75; фиброволокно полипропиленовое (полиамидное) - 0,25.

Разработаны технические условия на опытную партию полученного цемента тампонажного высокотемпературного (ЦТВА 1160) ТУ5734-003-05753490-2007, а по результатам опытно-промысловых работ организовано серийное производство разработанного тампонажного состава.

Коэффициент качества крепления по опытным скважинам превысил базовые на 12-15 %. Экономический эффект от внедрения разработки на этапе промышленных испытаний превышает 3 400 тыс. руб.

Четвертая глава диссертации посвящена разработке и промысловым испытаниям технологического комплекса по повышению качества изоляции флюидонасыщенных пластов Рогожниковского месторождения, который включает:

1. Технологию гидромониторной кольматации массива горных пород в интервале 950 - 2800 м формированием приствольного гидроизолирующего экрана в процессе бурения скважины совмещением процессов формирования ствола и кольматации проницаемых стенок, что обеспечивает высокие показатели герметичности и прочности приствольного экрана толщиной 7-30 мм.

2. Оптимальные параметры режима кольматации ствола скважины по интервалам глубины расположения стратиграфических горизонтов с различными фильтрационно-прочностными характеристиками и пластовыми флюидами.

3. Методику опрессовки ствола давлением и определения глубины для проведения операции кольматации ствола скважины, метод расчета критериев оценки технического состояния необсаженного ствола скважины. Опрессовка ствола через герметичное устье проводится в два приема.

Приведены технические средства, применяемые при струйной кольматации, а также способ бурения и частота вращения бурового инструмента.

Адаптированные к технологии бурения скважин на нефтегазовых месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» оптимальные режимы гидромеханического упрочнения ствола представлены в таблице 5.

Таблица 4 - Физико-механические и реологические свойства тампонажного цемента ПЦТ-1-100 с различными типами армирующего волокна при Т= 120 °С

Тш1 цемента Добавка к весу цемента Темпер атура, "С Даяиение МПа В/С Растекае мость, мм Плотность, кг/м3 В о до-отделение, мл Время загусте-вания, мин Предел прочности на сжатие,через2 4часа. МПа

ПЦГ-1-100 песок 3500 - 33,3% НТФ -0,04% полипроп. вол (6мм) 0,25% 120 40 0,48 >250 1780 5 170 21

ПЦТ-1-100 песок 3500 - 33,3% НТФ - 0,04% полиамид, вол (8мм) 0,25% 120 40 0,48 240 1780 7,3 ПО 19

ПЦТ-1-100 песок 3500 - 33,3% НТФ -0,04% полипроп.вол (20мм) 025% 120 40 0,48 230 1800 5 80 23

Таблица 5 - Параметры режима струйной обработки ствола при бурении скважин

Интервал обработки, м Стратиграфический разрез, флюидона-сыщенность Параметры режима бурения Параметры режима струйной обработки

подача насоса, 103 м3 /с давление па устье, МПа частота вращения долота, с1 скорость истечения из насадки, м/с сила динамического удара, 10"3,т динамическое давление, МПа время кш пакта струи с преградой, с

9501600 сеноман, альб водон асыщенн ые 32-35 13-14 1,8-2,3 45-50 0,32 1,3-1,5 0,009

16002500 викуловская, фроловская 11 ефте водо! I асыще 1111 ы е 35-10 13-15 1,8-2,3 50-55 0,42 1,5-1,8 0,009

25002800 тюменская, туринская исфтсгазоводоиасыщснныс 32-35 12-15 1,8-2,0 45-50 0,30 1,3-1,5 0,008

Примечание: расчеты проведены для долота «БИТ» НПО «Буринтех».

Выполнены опытно-промысловые работы (ОПР) по гидромониторной кольматации проводились на Рогожниковском и других месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». В диссертационной работе приведены параметры бурения и режимы гидромониторной обработки ствола скважин, промысловые данные и результаты опрессовок скважин Рогожниковского месторождения гидромеханическим давлением.

В процессе бурения в анализируемых скважинах не отмечены газо- и водопроявления, поглощения. Показатели технического состояния ствола после гидромониторной обработки демонстрируют высокие показатели герметичности ствола (коэффициент приемистости К < (0,055 0,07)-10"2 м3/(с-МПа)). Градиент давления испытания на кровлю интервала составил 0,174-10"' МПа/м. Это в 1,74 раза выше градиента пластового давления в сеноманских отложениях и на 30% гидростатического давления цементного раствора при креплении скважины.

Анализ полученной промысловой информации однозначно указывает на более высокую технологическую эффективность испытанных разработок в сравнении с традиционными технологиями. В опытных скважинах сохраняется исходная плотность тампонажных растворов-камня практически во всем интервале цементирования эксплуатационных колонн. Тогда, как в серийных скважинах интервалы нарушения исходной плотности гельцементных и цементных растворов-камня достигают от1200мдо2694м или 40-72 % от фактической высоты подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

На основе выполненных теоретических и экспериментальных исследований разработан комплекс технологических решений, направленный на повышение качества и технико-экономических показателей проводки ствола скважины формированием приствольного гидроизолирующего экрана гидромониторными струями полимер-глинистых буровых растворов в процессе бурения скважин на Рогожниковском месторождении ОАО «Сургутнефтегаз», крепления эксплуатационных колонн путем разработки и внедрения высокотемпературного тампонажного раствора.

Основные результаты исследований заключаются в следующем:

1. Разработана математическая модель, использующая результаты лабораторных исследований, которая позволила:

- оптимизировать операцию по приготовлению бурового раствора;

- приготовить буровой раствор с заданными технологическими свойствами (экспресс лаборатория в компьютере), не прибегая к трудоемким и многочисленным экспериментам;

- исключить ошибки, связанные с человеческим фактором и перерасход химических реагентов;

2. Решена обратная задача моделирования, которая позволила эффективно контролировать содержание полимерных реагентов в буровом растворе. Это сокращает время на анализ и обработку раствора в процессе корректировки его технологических свойств и уменьшает затраты на строительство скважины.

3. Установлено, что:

3.1. Для предупреждения обвалов (осыпей) ствола скважины, прихватов бурового инструмента и поглощений промывочной жидкости необходимо:

3.1.1. Бурение в зоне возможных обвалов (осыпей) производить буровым раствором, имеющим минимальную водоотдачу и максимально высокую плотность (1,16-1,18 г/см3), дающим тонкую плотную корку на стенках скважин, избегать значительных колебаний плотности бурового раствора, не допускать отклонений от установленной плотности промывочной жидкости более чем на 0,02 г/см\

3.1.2. Под держивать скорость восходящего потока бурового раствора в затрубном пространстве не менее 1,5 м/с, зазор между бурильными трубами и стенками скважины должен быть более 5-10 мм. За счет этого уменьшается перепад давления в затрубном пространстве и возможность сужения ствола скважины.

3.1.3. Перед подъемом бурильной колонны утяжелять раствор, доводя его плотность до проектной согласно ГТН, если в процессе бурения произошло ее снижение.

3.1.4. В викуловской (1600-1850 м) и фроловской (1950-2450 м) свитах, где высока вероятность прихвата, скорость бурения не должна превышать 20 м/ч, проводить дополнительную проработку ствола скважины со скоростью не более 30-40 м/ч. После окончания проработки ствола скважины произвести промывку до полной очистки бурового раствора от шлама и выравнивания параметров с доведением их до проектных, производить спуск труб в необсаженном стволе со скоростью не более 0,33 м/с.

3.2. Для обеспечения минимальной вероятности заколонных перетоков при испытании и освоении скважин на Рогожниковском месторождении необходимо:

3.2.1. Плотность тампонажного камня в заколонном пространст-

ве в интервалах нефтеносных и водоносных пластов выдерживать в диапазоне от 1,75 до 1,85 г/ем , что соответствует плотности цементного раствора 1,80-1,85 г/ем3.

3.2.2. В интервалах высоких температур использовать высокотемпературный цемент.

3.2.3. Удельную депрессию при испытании создавать менее 1,5 МПа на 1 м мощности перемычки нефть-вода, снижение динамического уровня при испытании не более 530 м.

4. Предложены, обоснованы и апробированы:

4.1. На основе математического моделирования и лабораторных исследований определен оптимальный состав глинистого биополимерного раствора для условий Рогожниковского месторождения: глинистая суспензия плотностью 1080 кг/м'; праестол 0,3 %; поликсан 0,1 - 0,2 %; вода остальное (получен патент РФ №2375405).

4.2. На основе лабораторных исследований разработан оптимальный состав высокотемпературного тампонажного армированного цемента марки ЦТВА-1-160 для обеспечения качественного крепления скважин Рогожниковского месторождения в интервале температур от 80 до 160°С (получен патент РФ №2375552).

4.3. На основе опытно-промысловых работ разработан и адаптирован к геолого-техническим условиям строительства скважин Рогожниковского месторождения комплекс системных технологий по гидромеханическому упрочнению ствола, включающий: основную схему гидроизоляции приствольной зоны флюидонасыщенных пород, оптимальной зоны флюидонасыщенных пород, оптимальные режимы формирования кольматационного экрана с высокими гидроизолирующими характеристиками, оперативные приемы контроля технического состояния ствола опрессовками с устья, метод расчета технологических параметров процесса кольматации.

5. Разработан руководящий документ РД 5753490-006-2007 «Технологический регламент на проектирование и строительство нефтяных (буровые растворы)», в который включена разработанная рецептура глинистого биополимерного бурового раствора, что обеспечило включение этой рецептуры в проектные решения для скважин Рогожниковского месторождения.

6. Разработаны и утверждены технические условия ТУ 5734003-05753490-2007 на цемент тампонажный высокотемпературный армированный ЦТВА-1-160, по которым выпущена опытная партия, проведены промысловые испытания при креплении эксплуатационных колонн на Рогожниковском месторождении в соответствующих термоба-

рических условиях и организовано серийное производство.

7. Разработана «Инструкция по подготовке стволов скважин к креплению эксплуатационной колонной», внедренная на Рогожников-ском месторождении ОАО «Сургутнефтегаз».

8. Экономический эффект от использования результатов выполненных исследований при строительстве скважин Рогожниковского месторождения разработанных: глинистого биополимерного бурового раствора; высокотемпературного армированного тампонажного раствора; комплекса системных технологий по гидромеханическому упрочнению ствола превышает 0,7 млн.рублей на одну скважину. Объем внедрения по состоянию на 01.01.2010г. превышает 50 скважин с общим экономическим эффектом, превышающим млн. рублей.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих печатных работах:

а) научных статьях в журналах, рекомендованных ВАК РФ

1. Яхшибеков Ф.Р. Тампонажные растворы для крепления кондукторов на месторождениях Республики Саха (Якутия) / В.Д. Горгоц, М.В. Двойников, В.П. Овчинников, Ф.Р. Яхшибеков, A.A. Шевадуцкий // НТЖ «Нефтяное хозяйство».-2006,- №4. - С.33-35.

2. Яхшибеков Ф.Р. Опыт строительства скважин в ОАО «Сургутнефтегаз» / В.П. Ерохин, Ф.Р. Яхшибеков, В.А. Пустозеров, Э.В. Сафаров, A.A. Шевадуцкий, В.И. Рассадников // НТЖ «Нефтяное хозяйство».-2007.-№ 9. - С.34-39.

3. Яхшибеков Ф.Р. Совершенствование средств и способов доставки в зону катастрофического поглощения тампонирующих составов быстрого реагирования / Ф.Р. Яхшибеков, В.Д. Горгоц, A.B. Захаренков, Р.З. Бикмулин // НТЖ «Бурение и нефть». -2007. - № 9. - С. 12-15.

4. Яхшибеков Ф.Р. Моделирование пространственного распространения поглощающих зон на скважинах Талаканского месторождения / Ф.Р. Яхшибеков, В.Д. Горгоц, A.B. Хабаров // НТЖ «Бурение и нефть». -2007. - № 9. - С. 16-19.

5. Яхшибеков Ф.Р. Проблемы, возникающие при прогнозировании кровли баженовской свиты с АВПД, в наклонно-направленных скважинах / Ф.Р. Яхшибеков, В.Д. Горгоц, И.И. Рябков, H.A. Герасименко, A.A. Желтков, Ю.А. Харитонов // НТЖ «Бурение и нефть». -2007,-№9.-С. 20-23.

6. Яхшибеков Ф.Р. Проблемы строительства скважин на лицензионных участках в Руспублике Саха (Якутия) / С.А. Ананьев, Ф.Р. Яхшибеков, В.Д. Горгоц // НТЖ «Нефтяное хозяйство». - 2009. - № 6. - С. 18-22.

б) статьях и тезисах докладов

7. Яхшибеков Ф.Р. Основные проблемы и задачи при бурении и заканчивании скважин в ОАО «Сургутнефтегаз» / Ф.Р. Яхшибеков, В.Д. Горгоц, В.П. Сонич // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сб. науч. тр. СургутНИПИнефть. - М: изд-во «Нефтяное хозяйство», 2006. - Вып. 7,-С. 94-100.

8. Яхшибеков Ф.Р. Промывочные жидкости для первичного вскрытия пластов на депрессии / Ф.Р. Яхшибеков, В.Д. Горгоц, И.И.Рябков, С.А. Котельников, H.A. Герасименко // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сб. науч. тр. СургутНИПИнефть. - М: изд-во «Нефтяное хозяйство», 2006. -Вып. 7.- С. 104-111.

9. Яхшибеков Ф.Р. Методика расчета и обоснование требований к оборудованию для бурения на депрессии / Ф.Р. Яхшибеков, В. Д. Горгоц,

B.В. Плосконосов // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сб. науч. тр. СургутНИПИнефть. - М: изд-во «Нефтяное хозяйство», 2006. - Вып. 7.-

C. 140-146.

10. Яхшибеков Ф.Р. Опыт и пути решения некоторых проблем ОАО «Сургутнефтегаз» при строительстве скважин в сложных шрно-геологических условиях / Ф.Р. Яхшибеков, В.Д. Горгоц // НТЖ «Технологии ТЭК». -2006. - № 12. - С. 30-35.

11. Яхшибеков Ф.Р. Проблемы оптимизации режимов бурения под кондуктор на Талаканском месторождении в Республике Саха (Якутия) / Ф.Р. Яхшибеков, В.Д. Горгоц, A.B. Захаренков, H.A. Герасименко, И.И. Рябков, В.А. Коваленко // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сб. науч. тр. СургутНИПИнефть. - М: изд-во «Нефтяное хозяйство», 2007. - Вып. 8,- С. 81 - 87.

12. Яхшибеков Ф.Р. Обеспечение безаварийной проводки скважин на Рогожниковском месторождении / Ф.Р. Яхшибеков, В.Д. Горгоц, Е.А. Усачев, Т.В. Грошева // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сб. науч. тр. СургутНИПИнефть. - М: изд-во «Нефтяное хозяйство», 2007. - Вып. 8,- С. 124-130.

13. Яхшибеков Ф.Р. Результаты научно-исследовательских опытно-промысловых по кольмотации стенок скважины работ на Рогожниковском месторождении / Ф.Р. Яхшибеков, В.Д. Горгоц, Ю. А.

Харитонов, В.М. Гребеньщиков, И.А. Долгушин, В.А. Коваленко, С.Ю.Тюменьев // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сб. науч. тр. СургутНИПИнефть. -М: изд-во «Нефтяное хозяйство», 2007. - Вып. 8,-С. 131-138.

14. Яхшибеков Ф.Р. Проблема обводнения продукции скважины после проведения гидравлического разрыва пласта/ Ф.Р. Яхшибеков В.Д. Горгоц, И.И. Рябков, Р.З. Бикмулин, H.A. Герасименко, С.Ю. Тюменьев //Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сб. науч. тр. СургутНИПИнефть. -М: изд-во «Нефтяное хозяйство», 2007.-Вып. 8.-С. 165-171.

15. Яхшибеков Ф.Р. О технологии предупреждения поглощений при бурении скважин под кондуктор и эксплуатационную колонну / Ф.Р. Яхшибеков, В.Д. Горгоц, H.A. Герасименко, С.Н. Половодов, В.И. Рассадников // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сб. науч. тр. СургутНИПИнефть. - М: изд-во «Нефтяное хозяйство», 2008. - Вып. 9.-С.63-73.

16. Яхшибеков Ф.Р. Разработка рецептуры высокотемпературного тампонажного армированного цемента для крепления скважин / O.A. Лушпеева, Н.Т. Лосева, И.Э. Геворкян, Н.С. Пупышева, Ф.Р. Яхшибеков, Л.П. Вахрушев, С.А. Абрамов //Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сб. науч. тр. СургутНИПИнефть. - М: изд-во «Нефтяное хозяйство», 2008. -Вып. 9,- С. 53-58.

17. Яхшибеков Ф.Р. Анализ методик привязки к кровле пласта с аномально высоким пластовым давлением / В.Д. Горгоц, A.B. Хабаров, Ф.Р. Яхшибеков // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сб. науч. тр. СургутНИПИнефть. - М: изд-во «Нефтяное хозяйство», 2009. - Вып. 10.-С.29-37.

18. Яхшибеков Ф.Р. Влияние тектонических нарушений на ос-ложненность ствола скважин Рогожниковскош месторождения / В.Д. Горгоц, Д.А. Король, Ф.Р. Яхшибеков // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сб. науч. тр. СургутНИПИнефть. - М: изд-во «Нефтяное хозяйство», 2009. - Вып. 10,- С. 44 - 49.

19. Яхшибеков Ф.Р. Разработка и испытание слабоминерализованных буровых растворов для бурения в водоохранных зонах /

Ф.Р. Яхшибеков, Г.Б. Проводников, И.В. Лодина, М.А. Дюсюнгалиев, O.A. Белосорочка//Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сб. науч. тр. СургутНИПИнефть. - М: изд-во «Нефтяное хозяйство», 2009. - Вып. 10.-

20. Патент 2290426 РФ, С1 С 09 К 8/08. Буровой раствор без твердой фазы с улучшенными смазочными свойствами / O.A. Лушпеева, Ф.Р. Яхшибеков, В.И. Рассадников, Н.Т. Лосева, Г.Б. Проводников, И.В. Лодина, Л.П. Вахрушев (Россия). - № 2005112372/03; Заявлено 25.04.2005; Опубл. 27.12.2006, Бюл. № 36.

21. Патент 2304604 РФ, С2 С 09 К 8/035. Смазочная добавка для буровых растворов БИОЛУБ LVL / O.A. Лушпеева, Ф.Р. Яхшибеков,

B.И. Рассадников, Н.Т. Лосева, Л.П. Вахрушев, В.В. Малов, Л.И. Воеводин (Россия). - № 2005109003/03; Заявлено 30.03.2005; Опубл. 20.08.2007, Бюл. №23.

22. Патент 2344154 РФ, С2 С 09 К 8/24. Буровой раствор без твердой фазы / Ф.Р. Яхшибеков, В.И. Рассадников, O.A. Лушпеева, Г.Б. Проводников, Н.Т. Лосева (Россия). - № 2007107575/03; Заявлено 28.02.2007; Опубл. 10.09.2008, Бюл. №2.

23. Патент 2375552 РФ, Е21ВЗЗ/14, С09К8/46. Цемент тампо-нажный высокотемпературный армированный / O.A. Лушпеева, Н.Т. Лосева, И.Э. Геворкян, В.Н. Федоров, Ф.Р. Яхшибеков, Л.П. Вахрушев,

C.А. Абрамов (Россия). - № 2007146743/03; Заявлено 14.12.2007; Опубл. 10.12.2009, Бюл. №34.

24. Патент 2375405 РФ, С09К8/10. Буровой раствор без твердой фазы с повышенными ингибирующими свойствами / Ф.Р. Яхшибеков, В.И. Рассадников, O.A. Лушпеева, Н.В. Попова, Л.П. Вахрушев, В.П. Полищученко (Россия). -№ 2007146965/03; Заявлено 14.12.2007; Опубл. 10.12.2009, Бюл. №34.

С. 59-63.

в) патентах на изобретение

Соискатель

Ф.Р. Яхшибеков

Подписано в печать 15.05.2010г. Тираж 100 экз Заказ 111

Отпечатано ООО Копировальный центр "Полиграф" 628400, г. Сургут, ул. Ленина, 39. Тел. (3462) 55-55-00

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Яхшибеков, Феликс Рудольфович

СОДЕРЖАНИЕ.

ВВЕДЕНИЕ.

I АНАЛИЗ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ . СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН НА РОГОЖНИКОВСКОМ

МЕСТОРОЖДЕНИИ.

1.1. Особенности геологического строения и гидродинамического состояния Рогожниковского месторождения Красноленинского свода.

1.1.1. Геологическое строение Рогожниковского месторожден ия.

1.1.2. Гидродинамическое состояние разрабатываемого Рогожниковского месторождения.

1.2. Промысловая характеристика гидравлических условий бурения и заканчивания скважин.

1.3. Причина и факторы, нарушающие технологию и снижающие качество буровых работ.

1.3.1. Основные геолого-технические характеристики скважины как горной выработки.

1.3.2. Причина гидравлических осложнений в скважине и технологические последствия.

1.3.3. Промысловые факторы, осложняющие гидравлические условия строительства скважин.

1.3.4. Анализ факторов, снижающих качество вскрытия продуктивной толщи и пути решения проблемы.

1.4. Анализ эффективности традиционных технологий предупреждения осложнений и заканчивания скважин.

1.5. Промысловая оценка эффективности применения различных систем буровых растворов при строительстве скважин на Рогожниковском месторождении.

1.6. Современное состояние и проблемы обеспечения герметичности и прочности ствола скважины в горно-геологических условиях Рогожниковского месторождения (краткий анализ).

1.7. Выводы по главе

2 МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ СОСТАВОВ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ.

2.1. Прикладное значение математической статистики для параметрического контроля промывочных дисперсий.

2.2. Линейные и нелинейные модели.

2.3. Определение допустимых пределов варьирования технологических свойств промывочных систем.

2.4. Метод инсталляции коэффициентов.

2.5. Математическое моделирование технологических свойств бентонитовых суспензий, содержащих ПАВ.

2.6. Тензорный анализ технологических функций.

2.7. Построение математической модели глинистого биополимерного бурового раствора.

2.8. Решение обратной задачи для глинистого биополимерного бурового раствора.

2.9. В ыводы по главе 2.

3 ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ И ОПЫТНО. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ СИСТЕМ ПРОМЫВКИ

И КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН.

3.1. Постановка задачи.

3.2. Разработка и совершенствование высокоингибирующего биополимерного глинистого бурового раствора.

3.2.1. Лабораторные исследования по разработке и обоснованию оптимального состава высокоингибирующего биополимерного глинистого бурового раствора.

3.2.2. Анализ результатов опытно-промысловых испытаний высокоингибирующего биополимерного глинистого бурового раствора на Рогожниковском месторождении.

3.3. Разработка и совершенствование высокотемпературных тампонажных материалов.

3.3.1. Анализ и оценка технологических свойств высокотемпературных тампонажных материалов.

3.3.2. Лабораторные исследования по разработке высокотемпературного тампонажного материала.

3.3.3. Анализ результатов опытно-промысловых испытаний высокотемпературного тампонаэюного материала при креплении скважин на Рогожниковском месторождении.

3.4. Выводы по главе 3.

4 РАЗРАБОТКА И ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА ПО ПОВЫШЕНИЮ КАЧЕСТВА ИЗОЛЯЦИИ ФЛЮИДОНАСЫЩЕННЫХ ПЛАСТОВ (ГОРИЗОНТОВ) РОГОЖНИКОВСКОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ ОАО«СУРГУТНЕФТЕГАЗ».

4.1. Научно-прикладное обоснование по разработке и промысловой адаптации комплекса методических и технологических решений.

4.2. Разработка технологического комплекса промыслового контроля и регулирования герметичности ствола скважины в условиях Рогожниковского месторождения.

4.3. Промысловые испытания комплекса технологий по гидромеханическому упрочнению ствола при бурении и заканчивании скважин.

4.3.1. Методика проведения опытно-промысловых работ.

4.3.2. Выбор оптимальных режимов колъматаъщи приствольной зоны флюидонасыщенных пластов, адаптированных к традиционной технологии бурения скважин.

4.4. Анализ результатов промысловых испытаний комплексной технологии гидромеханического упрочнения ствола при бурении скважин

Рогожниковского месторождения.

4.5. Выводы по главе 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование и совершенствование технологий строительства скважин для условий неустойчивых глинистых отложений и низкопроницаемых коллекторов"

Конечные показатели качества и эффективности строительства скважин, как горно-технического сооружения, предназначенного для разработки природных залежей нефти и газа, зависят, в первую очередь, от успешного решения трех ключевых проблем: сохранения природных коллекторских свойств нефтегазона-сыщенных пластов, формирования технически надежной долговременной крепи и создания гидравлически оптимальной конструкции фильтра скважин.

Как показывают многолетние исследования и промысловый опыт, достижению высоких показателей в этой области препятствуют различного рода осложнения технологии буровых работ (поглощения, газонефтеводопроявления, гидроразрывы, неустойчивость горных пород) и негативные последствия (ухудшение коллекторских свойств продуктивных пластов, нарушения герметичности зако-лонного пространства, прорыв пластовых вод к фильтру скважин и т. д.), связанные с нестационарными гидравлическими процессами бурения и заканчивания скважин. Результаты промысловых исследований этих процессов свидетельствуют о прямой зависимости их от технического состояния не обсаженного ствола (герметичности и прочности стенок) при бурении и заканчивании скважин в различных геолого-технических условиях. Анализ современного состояния технологии буровых работ показывает, что решению проблемы контроля и регулирования технического состояния ствола в процессе бурения скважин специалистами не уделяется должного внимания. В результате происходит закономерное снижение эффективности комплекса применяемых технологий бурения и заканчивания скважин и качества их строительства.

Большой научный вклад в успешное решение проблем бурения и заканчивания скважин внесли работы институтов Азинефтехим им. М.М.Азизбекова, БашНИПИнефть, НПО «Бурение», ВНИИнефть, ВолгоградНИПИнефть, ИФИНГ, РГУ им. И.М. Губкина, СибНИИНП, СургутНИПИнефть, ТатНИПИнефть, УГ-НТУ, ТюмГНГУ, и др., а также производственные объединения ОАО «Башнефть», «Беларусьнефть», «Главтюменнефтегаз», «Пермнефть», «Сургутнефтегаз», «Татнефть» и др.

Несмотря на значительные достижения в этой области за последние 15-20 лет, усложнение геолого-технических, баро- и термодинамических условий строительства скважины на Рогожниковском месторождении (высокие пластовые температуры до 150 °С, низкие значения градиента давления разрыва пород Крас-поленинского свода) актуальны и требуют дальнейшего совершенствования технологии буровых работ, промывочных жидкостей, тампонажных растворов, позволяющих в комплексе решать возникающие проблемы путем разработки и внедрения в производство современных научно-технических достижений.

Цель работы - повышение качества и технико-экономических показателей проводки ствола скважины формированием приствольного гидроизолирующего экрана гидромониторными струями полимерглинистых буровых растворов и крепления эксплуатационных колонн разработкой и внедрением высокотемпературного тампонажного раствора.

Для достижения поставленной цели в диссертационной работе решались следующие теоретические, научно-методические и технологические задачи:

1. Анализ геолого-технических условий строительства скважин на Рогожниковском месторождении.

2. Анализ причин и факторов, нарушающих технологию строительства скважин и снижающих качество буровых работ.

5. Экспериментальные исследования и разработка рецептур высокоингиби-рующих биополимерных глинистых буровых растворов и высокотемпературных тампонажных материалов.

6. Разработка и промысловые испытания технологического комплекса по повышению качества изоляции флюидонасыщенных пластов (горизонтов) Рогож-пи ковского месторождения.

Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников (239 наименований) и приложений. Изложена на 255 страницах машинописного текста, содержит 42 таблицы, 25 рисунков.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Яхшибеков, Феликс Рудольфович

Основные результаты исследований заключаются в следующем:

- оптимизировать операцию по приготовлению бурового раствора;

- исключить ошибки, связанные с человеческим фактором и перерасход химических реагентов;

3. Установлено, что:

3.1.1. Бурение в зоне возможных обвалов (осыпей) производить буровым раствором, имеющим минимальную водоотдачу и максимально высокую плотность (1,16-1,18 г/см), дающим тонкую плотную корку на стенках скважин, избегать значительных колебаний плотности бурового раствора, не допускать отклонений от установленной плотности промывочной жидкости более чем на ±0,02 г/см .

3.1.2. Поддерживать скорость восходящего потока бурового раствора в затрубном пространстве не менее 1,5 м/с, зазор между бурильными трубами и стенками скважины должен быть более 5-10 мм. За счет этого уменьшается перепад давления в затрубном пространстве и возможность сужения ствола скважины.

3.1.4. В викуловской (1600-1850 м) и фроловской (1950-2450 м) свитах, где высока вероятность прихвата, скорость бурения не должна превышать 20 м/ч, проводить дополнительную проработку ствола скважины со скоростью не более 30-40 м/ч; После окончания проработки ствола скважины произвести промывку до полной очистки бурового раствора от шлама и выравнивания параметров с доведением их до проектных, производить спуск труб в необсаженном стволе со скоростью не более 0,33 м/с.

3.2.1. Плотность тампонажного камня в заколонном пространстве в интервалах нефтеносных и водоносных пластов выдерживать в диапазоне от 1,75 до 1,85 г/см , что соответствует плотности цементного раствора 1,80-1,85 г/см .

3.2.2. В интервалах высоких температур использовать высокотемпературный цемент.

4. Предложены, обоснованы и апробированы:

4.1. На основе математического моделирования и лабораторных исследований определен оптимальный состав глинистого биополимерного эаствора для условий Рогожниковского месторождения: глинистая суспензия плотностью 1080 кг/м ; праестол 0,3 %; поликсан 0,1 - 0,2 %; вода остальное (получен патент РФ №2375405).

4.2. На основе лабораторных исследований разработан оптимальный состав высокотемпературного тампонажного армированного цемента марки ЦТВА-1 -160 для обеспечения качественного крепления скважин Рогожниковского месторождения в интервале температур от 80 до 160°С (получен патент РФ №2375552).

6. Разработаны и утверждены технические условия ТУ 5734-003-057534902007 на цемент тампонажный высокотемпературный армированный ЦТВА-1-160, по которым выпущена опытная партия, проведены промысловые испытания при креплении эксплуатационных колонн на Рогожниковском месторождении в соответствующих термобарических условиях и организовано серийное производство.

7. Разработана «Инструкция по подготовке стволов скважин к креплению жсплуатационной колонной», внедренная на Рогожниковском месторождении ЗАО «Сургутнефтегаз».

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Яхшибеков, Феликс Рудольфович, Москва

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

Информация о работе

Яхшибеков, Феликс Рудольфович
кандидата технических наук
Москва, 2010
ВАК 25.00.15

Диссертация

Исследование и совершенствование технологий строительства скважин для условий неустойчивых глинистых отложений и низкопроницаемых коллекторов - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы