Обоснование и разработка технологии и техники ликвидации катастрофических поглощений при бурении разведочных скважин

Иванов, Андрей Игоревич

Автореферат диссертации по теме "Обоснование и разработка технологии и техники ликвидации катастрофических поглощений при бурении разведочных скважин"

На правах рукописи

ИВАНОВ Андрей Игоревич

ТЕХНОЛОГИИ И ТЕХНИКИ ЛИКВИДАЦИИ

КАТАСТРОФИЧЕСКИХ ПОГЛОЩЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН

Специальность 25.00.15 - Технология бурения

и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 О .,,

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 2009

003473590

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования Санкт-Петербургском государственном горном институте имени Г.В.Плеханова (техническом университете).

Научный руководитель -

доктор технических наук, профессор

Николаев Николай Иванович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук

Шарафутдинов Зариф Закиевич,

кандидат технических наук

Цыгельнюк Елена Юрьевна

Ведущее предприятие - ООО НПП «Буринтех».

Защита диссертации состоится 30 июня 2009 г. в 15 ч на заседании диссертационного совета Д 212.224.02 при Санкт-Петербургском государственном горном институте имени Г.В.Плеханова (техническом университете) по адресу: 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2, ауд.1160.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Санкт-Петербургского государственного горного института.

Автореферат разослан 29 мая 2009 г.

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ диссертационного совета д-р техн. наук, профессор

В.П.ОНИЩИН

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы: При бурении нефтяных и газовых скважин одним из главных и наиболее часто встречающихся видов осложнений является поглощение буровых растворов. Из них наиболее сложными являются катастрофические поглощения с интенсивностью, достигающей значений свыше сотни кубических метров в час.

Особенно остро данная проблема стоит при бурении поисково-разведочных скважин, когда поглощение большой интенсивности возникает внезапно, а для его оперативной ликвидации на буровой нет заранее подготовленных технических средств и эффективных тампонажных материалов, а также технологий их применения.

В этой связи исследования и разработка тампонажных смесей на основе глинистых растворов, которыми вскрыт осложнённый интервал, с последующим их переводом в вязко-упругие расширяющиеся системы, представляются весьма актуальной задачей для оперативной ликвидации указанных осложнений, что в ряде случаев позволяет сократить время строительства скважины на 20 - 25%.

В связи с этим главными задачами исследования являются разработка новых композиций тампонажных смесей для ликвидации катастрофических поглощений и технологии проведения тампонажных работ, обеспечивающих оперативную изоляцию поглощающего интервала при бурении глубоких разведочных скважин.

Значительный вклад в развитие научных представлений о процессах тампонирования скважин внесли отечественные и зарубежные исследователи Агзамов Ф.А., Ангелопуло O.K., Ахмадеев Р.Г., Бабаян Э.В., Булатов А.И., Вахрамеев И.И., Данюшевский B.C., Крылов В.И., Мавлютов М.Р., Мирзаджанзаде А.Х., Николаев Н.И., Поляков В.Н., Тян П.М., Шарафутдинов 3.3., Яковлев A.M., и др.

Актуальность темы подтверждается ее соответствием плану госбюджетных НИР кафедры технологии и техники бурения

скважин, хоздоговору № 4/2007 с ООО «Севергазпром», проекту № 1.6.08 «Разработка научных основ бурения и освоения скважин в сложных геолого-технических условиях» в 2008 - 2009 гг. по заданию Федерального агентства по образованию Российской федерации.

Целью работы является повышение эффективности изоляционных работ в скважинах в условиях катастрофических поглощений бурового раствора.

Идея работы состоит в. оперативной изоляции зон катастрофических поглощений промывочной жидкости вязко-упругими расширяющимися тампонажными смесями на основе акриловых полимеров.

Задачи исследования:

• анализ причин возникновения катастрофических поглощений промывочной жидкости при бурении разведочных скважин на нефть и газ и существующих технологий ликвидации поглощений большой интенсивности;

• теоретические исследования процесса ликвидации поглощений бурового раствора вязкоупругими тампонажными смесями;

• экспериментальные исследования реологических и физико-механических свойств и разработка составов тампонажных смесей на основе акриловых полимеров;

• экспериментальные стендовые исследования и анализ полученных результатов;

• разработка технологии и технических средств для оперативного тампонирования скважин;

• опытно-производственная оценка эффективности предложенных разработок.

Методика исследований носила экспериментально-теоретический характер, включающий в себя комплекс экспериментальных работ по исследованию свойств тампонажных смесей на основе водонабухающего суперабсорбента акрилового ряда «Петросорб» и его закупоривающей способности, а также

разработку математической модели ликвидации поглощений бурового раствора вязкоупругими тампонажными смесями.

Научная новизна заключается в установлении аналитической зависимости, связывающей технологические параметры процесса ликвидации поглощений бурового раствора с геометрическими характеристиками осложнённого интервала скважины и структурно-реологическими свойствами тампонажных смесей, а также получении экспериментальных зависимостей интенсивности процесса гелеобразования вязкоупругих тампонажных смесей на основе акриловых полимеров и их закупоривающей способности от гранулометрического состава водонабухающего полимера и дисперсионной среды.

Защищаемые научные положения:

1. Введение в состав бурового раствора высокомолекулярного полимера акрилового ряда обеспечивает получение эффективных расширяющихся вязко-упругих полимер-глинистых составов для ликвидации поглощений промывочной жидкости.

2. Составы тампонажных смесей на основе глинистых буровых растворов с плотностью 1050 - 1500 кг/м3, содержащие водонабухающий реагент «Петросорб» в количестве 1 - 3% обладают высокой закупоривающей способностью, обеспечивающей снижение проницаемости среды на 40 - 100% в течение 10 - 120 минут.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций определяется современным уровнем аналитических и достаточным объемом экспериментальных исследований, высокой степенью сходимости их результатов и воспроизводимостью полученных данных.

Практическая значимость работы заключается в разработке составов тампонажных смесей для тампонирования зон катастрофических поглощений, технических средств и технологии их применения при бурении разведочных скважин на нефть и газ.

Апробация работы. Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации докладывались на ежегодных научно-технических

конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых Санкт-Петербургского государственного горного института (Санкт-Петербург, 2008, 2009 г.г.); на Х1ЛИ Международной конференции молодых учёных (Польша, Краковская горно-металлургическая академия, 2007 год); на XVII Международной конференции по науке и технике (Польша, Краковская горно-металлургическая академия, 2008 год); на конференции "Механика грунтов, основания и фундаменты", (Санкт-Петербург, Санкт-Петербургский государственный архитектурно-строительный университет, 2008).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ, в том числе тезисы одного доклада. Одна статья опубликована в журнале, входящем в Перечень ведущих журналов и изданий, рекомендуемых ВАК Минобрнауки России.

Структура и объем диссертационной работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка, включающего 110 наименований. Материал диссертации изложен на 126 страницах, включает 14 таблиц, 36 рисунков и 1 приложение.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приводится общая характеристика работы, обосновывается ее актуальность, определяются цель, задачи, идея работы, излагаются защищаемые научные положения, научная новизна и практическая значимость.

В первой главе проведен обзор современного состояния методов и технических средств ликвидации поглощений промывочной жидкости, а также рассмотрены причины возникновения катастрофических поглощений промывочной жидкости при бурении разведочных скважин на нефть и газ.

Рассмотрены существующие технологии и технические средства ликвидации осложнений при бурении скважин на нефть и газ и сделан анализ их достоинств и недостатков.

Проведён обзор существующих тампонажных материалов, используемых в настоящее время для борьбы с катастрофическими осложнениями. Исследованию тампонажных материалов посвящены

работы Аветисяна Н. Г., Ахмадеева Р. Г., Булатова А.И., Данюшевского В. С., Ивачёва Л. М., Макаренко П. П., Николаева Н. И., Мавлютова Л. А., Проселкова Ю.М., Яковлева А. М. и др.

Во второй главе изложена методика теоретических и экспериментальных исследований. В ней кратко представлены основные параметры тампонажных растворов, которые необходимо учитывать при ликвидации поглощений. Описаны приборы, служащие для определения реологических и физико-механических свойств тампонажных смесей, а также методика планирования экспериментов и статистической обработки результатов.

Я третьей главе представлены результаты теоретических исследований, направленных на решение важной технологической задачи - определение потребного объёма (V) тампонажного материала для ликвидации поглощений большой интенсивности.

На основе анализа известных теоретических подходов различных авторов (Н. Р. Рабиновича, А. X. Мирзаджанзаде, М. К. Сеид-Рза, И. И. Вахрамеева, Р. И. Шищенко и др.) к вопросам решения указанной проблемы, разработана математическая модель тампонирования скважин нетвердеющими вязко-упругими полимерглинистыми тампонажными составами с учётом интенсивности увеличения объёма входящего в них водонабухающего полимера акрилового ряда.

Расчётная схема была построена на основополагающих принципах установившегося движения жидкости в проницаемой среде и включала в себя взаимосвязь следующих параметров:

Исходя из графической постановки задачи (рис. 1) имеем:

У = А Ар,рт,М,<2 , (1)

¿0' Унаб.

где V - объём закачиваемого материала, м3; А - мощность зоны поглощения, м; то - пустотность массива; Яс - радиус скважины, м; 80 - диаметр каналов пористой среды, м\ Ь0 -среднеобъёмная раскрытость трещин (при поглощении в

трещиноватом массиве), м; г - текущий радиус (Лс<г</?тш-), м; Ар -перепад давления в системе «пласт-скважина», Па; рт - плотность тампонажной смеси, кг/м3\ - интенсивность поглощения, м3/час; ц - пластическая вязкость смеси, Пас; с1п - начальный диаметр зёрен абсорбента, м; у„об - скорость набухания абсорбента, м/с.

Как видно из исходной зависимости (1), математическая модель предполагает помимо геометрических характеристик поглощающего интервала скважины (/г, то, Яс, бо, Ь0, г), реологических параметров тампонажного материала (р, /л), технологических параметров (Ар, 0 учитывать свойства полимера № Упав), входящего в тампонажную систему.

Поскольку основная технологическая схема тампонирования предполагает использование смеси с рабочим глинистым раствором набухающего и водопоглощающего полимера, то разностью плотностей нагнетаемой и вытесняемой из поглощающего пласта жидкостей можно пренебречь.

I

скважины

Из рисунка 1 следует, что на «подвижной» границе радиуса распространения тампонажной смеси г=Я@) должно соблюдаться условие равновесия:

2л-т0-И-г-с№

Л '

при ¿=0, г=Кс, йч=йо (диаметр частиц «Петросорба» равен начальному).

Очевидно, что с течением времени / скорость движения тампонажного раствора по поровым каналам или трещинам будет замедляться, вследствие загустевания (обезвоживания) глинистого раствора за счёт отбора из него воды полимером. Кроме того, набухающие частицы остановятся вовсе, когда их эквивалентный диаметр (с/) сравняется с диаметром каналов фильтрации (¿о) или величиной среднеобъёмной раскрытости трещин (60).

Для граничных условий (=(1шб (время набухания частиц суперабсорбента), с!=50 было получено выражение для определения объёма тампонажной смеси:

V = 2 к- т0

к

и т г?-"V

-е

(3)

где к„ - коэффициент проницаемости поглощающего пласта,м2\ g - ускорение свободного падения, м/с2; с-параметр, характеризующий скорость роста частиц полимера (интенсивность набухания), м/с"; ¿-коэффициент, учитывающий криволинейность каналов фильтрации жидкости, равный отношению длины криволинейной траектории движения жидкости к пути; I- напорный градиент.

Из простого анализа уравнения (3) следует, что радиусом скважины 11с можно пренебречь без существенного ущерба для инженерных расчётов и принять модель линейного источника нагнетания тампонажной суспензии. Тогда окончательное выражение для определения необходимого объёма тампонажного раствора, а следовательно (при. известной концентрации) и количества реагента-абсорбента примет вид:

V = 2л-тй -И-к

5, -с1п

V

Графический анализ представлен на рисунках 2-5.

V, м.к\'б

м У

полученной

у

зависимости

(4) (4)

-<¡1=0.5 м\{ -<•/«=/,

1.5 мм

0,02 0,04 0,06 0,08 ОД »»

Рис. 2. График зависимости объёма тампонажного материала от изменения пустотности поглощающего массива для различных начальных размеров частиц реагента й<>

Так из рисунка 2 видно, что с увеличением пустотности массива на эффективность изоляционных работ существенную роль оказывает начальный диаметр частиц абсорбента (¿¡о), причём при соотношении 50/с10> 2,0 применение указанных нетвердеющих

составов вообще может не дать эффекта даже при малых величинах т0.

Наилучшие результаты, с точки зрения экономии материалов могут быть получены при <50 / й?0 = 1,2, то есть д0-с10= ОД7<5>0. В

этой связи расчётную формулу можно ограничить следующим выражением:

V ~ 2л ■ тй • Ь. ■ к

К-Рш'8-1 ЛЩ

(5)

V, м.куб

50

40

30

20

10

N /

*

\

V / А............. ч 1 ч \.........

ч ч к > * > V ............

> ~ • гЦ

I ¿1=0,5 мм — ■ —5»=1,Оми —» • <5 1=2,Олш

• ¿0=3,Олш

и, мПа-с

0,03 0,05 0,07 0.09 0.11 0.13

Рис. 3. График зависимости объёма тампонажной смеси от изменения вязкости для различных условных диаметров пор поглощающей среды до

Анализ уравнения (5) показывает, что вязкость тампонажной смеси (рис. 3) существенным образом влияет на потребный объём её закачки в поглощающий горизонт. Так при легкоподвижных суспензиях (¿1=0,03+0,05 мПа-с) необходимый объём тампонажной смеси меняется на порядок при изменении условного диаметра пор в проницаемом пласте с 0,5 до 3 мм.

V, м.куб

50

-#-Кп=1,67-10-'М» -*-Кп=1,17 Ю'мг -*-Кгг=6.б5-10-8мг

-*-Кп=1,15-10-»м! -амйрб.мо-'м1

-•♦68 10 О». ММ

Рис. 4. График зависимости объёма тампонажной смеси от изменения условного диаметра пор поглощающей среды 60 для различных значений коэффициента поглощения к„

Увеличение вязкости естественным образом приводит к снижению возможного объёма закачиваемой жидкости, так как за счёт повышения гидравлических сопротивлений снижается скорость её движения по проницаемому пласту, уменьшается радиус распространения смеси, причём изменение размера пор или трещин в меньшей степени оказывает влияние на исследуемый объём тампонажного материала.

На графиках, представленных на рисунке 4 показаны зависимости объёма нагнетаемой жидкости в поглощающий интервал скважины от геометрических размеров фильтрационных каналов и коэффициента проницаемости пласта, из которых следует, что рациональная область применения рассматриваемых набухающих вязко-упругих тампонажных систем может быть ограничена размерами каналов 80<3 .им и проницаемостью к„<(1,0+1,2)-10~?м2.

V, м.куб 100

Кгг=1 Кп=1, Кп=<5, Кгг=3. Кп=1. Кп=б

,б7'10'7м2 ,17-107мг .65 10 8 м2 .0 1 (Ям2 1510'8м2 ,5Ю-'м2

0 ..............—■..........................• ■ " - /г, мПа-с

0,03 0,05 0,07 0,09 0,11 0,13

Рис. 5. График зависимости объёма тампонажной смеси от изменения вязкости для различных значений коэффициента поглощения А„

Как видно из графиков, представленных на рисунке 5, применимость расчётной формулы при больших значениях вязкости

полимерглинистой суспензии (/1=0,07^0,09 мПа-с) ограничивается значениями проницаемости к„<1,2-10'7м2, а для маловязких смесей (р1<0,07мПа с) значениями к„~6,5-10'нм2.

Таким образом, графический анализ полученной математической зависимости показывает её применимость для инженерных расчётов в диапазоне реальных величин входящих в неё показателей.

В четвертой главе приведены результаты

экспериментальных исследований структурно-реологических свойств вязко-упругих набухающих тампонажных систем.

В частности исследована кинетика увеличения объёма частиц суперабсорбента «Петросорб» (рис. 6). Указанный реагент представляет собой водонабухающий сополимер карбоновых кислот акрилового ряда, их эфиров и солей, имеет вид белого или слабоокрашенного порошка с дисперсностью < 3 мм. При взаимодеймтвии с водой интенсивно поглощает её (до 225 г/г в водопроводной воде), превращаясь в плотную гелеобразную массу с образованием отдельных гранул сечением 5 - 8 мм и более.

Рис. 6. Фотографии частиц «Петросорба»: а) до контакта с водой; б) после 30 минут контакта с водой

Активная фаза набухания приходится на первые 10 минут взаимодействия со средой. Минерализация сказывается негативно на увеличении размеров частиц, при показателе кислотности равном четырём конечный диаметр в 2 - 2,5 раза меньше, чем при набухании за тот же промежуток времени в нейтральной среде.

Анализ полученных результатов показывает, что зависимость

описывающая изменение диаметров частиц «Петросорба» во времени имеет вид:

а = (б)

где <1 — текущий размер частицы, лш; с10 - начальный размер частицы, мм-, г - время набухания, с; п - эмпирический показатель, характеризующий интенсивность роста (0<п<1)-, с - эмпирический параметр, характеризующий скорость роста (интенсивность набухания), м/с".

Помимо указанных выше, были проведены исследования структурно-реологических свойств тампонажных смесей на основе глинистых растворов с добавлением «Петросорба», при этом наблюдается рост пластической вязкости и динамического напряжения сдвига в 1,5 - 2,5 раза по сравнению с первоначальными значениями.

Кроме того, в данной главе были проведены исследования закупоривающей способности суперабсорбента «Петросорб», для чего был разработан экспериментальный стенд, представленный на рисунке 7.

Рис. 7. Экспериментальный стенд для исследования закупоривающей способности тампоназкного раствора

Он состоит из компрессора 1, соединительных трубок 2, прибора для определения проницаемости ТКА-209 (teaching permeability system) 3 (используется для создания, поддержания, регулирования давления и регистрации данных), ёмкости 4 с глинистым раствором, который под давлением подаётся в кювету 5 с насыпной моделью, ёмкости 6 для замера расхода жидкости.

Порядок проведения эксперимента заключался в насыщении насыпной модели глинистым раствором с последующим определением проницаемости по глинистому раствору. Затем указанная модель насыщалась тампонажной смесью и определялась проницаемость после обработки.

На рисунке 8 представлена динамика изменения проницаемости пористой среды в зависимости от концентрации полимера в исходном глинистом растворе.

I мин

Рис. 8. Результаты исследования закупоривающей способности тампонажной смеси на основе малоглинистого

1 - глинистый раствор + «Петросорб» 1%; 2 - глинистый раствор + «Петросорб» 2%; 3 - глинистый раствор + «Петросорб» 3%.

Из рисунка 8 видно, что коэффициент проницаемости значительно снижается с течением времени. Так при плотности раствора 1050 кг/м3 и содержании «Петросорба» 1% проницаемость снижается на 40% в течение первых 90 минут, а при увеличении до 3% проницаемость снижается до нуля в течение 50 минут.

Также исследования показали, что плотность исходного бурового раствора значительным образом влияет на закупоривающую способность тампонажной суспензии: при значении 1150 кг/м3 полная закупорка каналов происходит в 1,5-2

К м2

: №

раствора плотностью 1050 кг/м

раза быстрее, чем показано на рисунке 8, а при увеличении этого значения до 1500 кг/м3 в 3 — 4 раза.

Таким образом, изменяя плотность исходного бурового раствора и содержание суперабсорбента в пределах 1 - 3%, полная закупорка фильтрационных каналов происходит в течение 10 - 120 минут.

В пятой главе предложены три технологических схемы тампонирования скважин с применением рабочих глинистых растворов с добавлением «Петросорба»:

• первая технологическая схема может применяться при незначительных глубинах бурящейся скважины от 400 до 500 м. Она предусматривает введение абсорбента в рабочий глинистый раствор сразу после возникновения его поглощения;

• при возникновении поглощения на глубинах более 500 метров целесообразно использовать бесконтейнерную доставку набухающего полимера по схеме параллельной закачки. Тампонажный материал также закачивается по КБТ, но в гидрофобизирующей среде. Одновременно производится закачка пресной воды по затрубному пространству, соединяясь с которой в поглощающем интервале тампонажная система создаёт противофильтрационную завесу;

• при возникновении поглощения на глубинах свыше 1000 метров затраты компонентов тампонажной смеси могут быть очень велики, причём буровая бригада не всегда может быть обеспечена ими в нужном количестве. Для решения этой проблемы предложена третья схема с использованием устройства для ликвидации поглощений на больших глубинах. Разработанное тампонажное устройство для ликвидации поглощений на больших глубинах изображено на рисунке 9.

Устройство работает следующим образом.

При достижении устройством осложнённого интервала включаются буровые насосы, начинается нагнетание промывки в полость бурильных труб 14, через радиальные выпускные отверстия 16 промывка попадает в полость между дном цилиндрического корпуса 12 и перегородкой 15.

1 - контейнер; 2 - поршень; 3 - уплотнительная манжета; 4 - пальцы-фиксаторы; 5 - пружина; 6 - осевой проходной канал; 7 - шаровой клапан; 8 - нижний тарельчатый клапан; 9 - проточка; 10 - пробка; 11 - гранулы водонабухающего полимера; 12 - цилиндрический корпус; 13 - пакер; 14 - бурильные трубы; 15 - перегородка; 16 - радиальные выпускные отверстия; 17 - впускные радиальные отверстия; 18 - заглушка

Рис. 9. Тампонажное устройство для ликвидации поглощений на больших глубинах: а) общий вид; б) устройство при работе в скважине

Под воздействием избыточного корпус 12 движется вниз, освобождая уплотнительные элементы пакера 13. Края уплотнительных элементов пакера 13 прижимаются к стенке скважины за счёт создания избыточного давления под пакерующим узлом, герметизируя поглощающий интервал. При достижении корпусом 12 нижнего положения, создается канал для движения промывочной жидкости из радиальных выпускных отверстий 16 к радиальным впускным отверстиям 17.

Затем через колонну бурильных труб 17 в контейнер закачивается вода или рабочий буровой раствор, под давлением которой поршень 2 перемещается вниз, выдавливая из контейнера пробку 10 и тампонажный водонабухающий полимер 11.

Гранулы тампонажного водонабухающего полимера 11, соединяясь со скважинной водой, образуют в поглощающем интервале вязкопластичную тампонажную структуру. Буровыми насосами создаётся избыточное давление и гранулы тампонажного водонабухающего полимера задавливаются в поры и трещины околоскважинного пространства.

По истечении времени технологической выдержки оценивается изменение коэффициента проницаемости пласта и в зависимости от этого принимается решение о продолжении бурения или перекрытия осложнённого интервала цементным мостом или обсадной колонны с последующей её цементацией.

Опробование суперабсорбента «Петросорб» в составе тампонажной смеси на ОАО «Тюменбургаз» при ликвидации поглощения в скважине 31.1 на Южно-Юбилейном месторождении показало положительнвй результат. Анализ результатов применения соляро-бентонитовой смеси с «Петросорбом» показал, что данная технология по сравнению с традиционной позволяет сократить время на проведение изоляционных работ в 2 раза.

Основные выводы и рекомендации:

1. Для оперативной ликвидации катастрофических поглощений следует использовать рабочий глинистый раствор, которым ведётся бурение скважины до возникновения поглощения, с последующим введением в него водонабухающего полимера.

2. Основными факторами, определяющими потребный расход тампонажного материала на основе рабочего глинистого раствора являются мощность поглощающего интервала, его пустотность, величина среднеобъёмной раскрытости трещин или эквивалентный диаметр пор, проницаемость пласта, структурно-реологические характеристики тампонажной суспензии, а также адсорбционная способность и интенсивность набухания полимерного реагента.

3. На эффективность изоляционных работ существенное влияние оказывает начальный размер частиц полимерного реагента (10 и величина поровых каналов 80, причём при соотношении д(/с1о>1,5 применение рассматриваемых полимерглинистых тампонажных смесей малоэффективно даже при небольших величинах пустотности массива.

4. Рациональная область применения набухающих вязко-упругих тампонажных систем может быть ограничена размерами каналов поглощающего пласта (до<3 мм) и проницаемости (к„<(1,0+1,2)-10~7 м2).

5. Новый отечественный водонабухающий полимер «Петросорб» является суперабсорбентом, имеющим высокую величину относительного набухания, что указывает на его потенциальную эффективность при использовании в составе вязко-упругих расширяющихся тампонажных материалов.

6. Тампонирующая способность «Петросорба» существенно повышается при его совместном использовании с глинистым раствором.

7. Активность реагента «Петросорб» снижается с повышением минерализации дисперсионной среды тампонажного раствора, причём наиболее активная фаза его набухания приходится на первые 10 минут взаимодействия с водой.

8. Оптимальная концентрация абсорбента в смеси глинистого раствора и «Петросорба» составляет 1,0-^3,0 %, в зависимости от плотности исходного раствора.

9. Разработанная конструкция тампонажного снаряда, спускаемого в скважину на бурильных трубах, в состав которого входит пакерующий элемент, позволяет разобщать поглощающий интервал и остальной ствол скважины, что способствует сокращению затрат тампонажного материала на проведение изоляционных работ.

10. Апробация реагента «Петросорб» при ликвидации поглощения большой интенсивности в условиях реальной скважины показала его высокую эффективность, позволяющую снизить затраты времени на тампонирование осложнённого интервала в 2 раза.

11. Для дальнейшего развития бурения глубоких разведочных скважин необходимо продолжить исследования по созданию композиций вязко-упругих тампонажных расширяющихся смесей, совершенствовать конструкции тампонажных устройств для проведения оперативных работ по ликвидации возникающих поглощений промывочной жидкости высокой интенсивности вплоть до катастрофических.

Содержание диссертации отражено в следующих основных печатных работах:

1. Николаев Н. И. Результаты аналитических и экспериментальных исследований закупоривающей способности полимерглинистых тампонажных составов при бурении нефтяных и газовых скважин / Николаев Н. И., Иванов А. И. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. Москва: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2009. - №5. - С. 8 - 11.

2. Николаев Н. И. Полимер-глинистые растворы для повышения эколого-технологической безопасности вскрытия водонасыщеных горных пород / Николаев Н. И., Николаева Т. Н., Иванов А. И. II Экология и развитие общества, Санкт-Петербург: МАНЭБ, 2007.-С. 84-89.

3. Андрей И. Иванов. Тампонажные материалы и технологические приёмы проведения изоляционных работ при бурении скважин на нефть и газ / Wiertnictv/o Nafta Gas. Pólrocznik Akademii Górniczo-Hutniczej im. Stanisiawa Staszica. Krakow: AGH,

2008. - torn 25 (2). - s. 311 - 316.

4. Николаев H. И. Технология ликвидации поглощений бурового раствора при строительстве нефтяных и газовых скважин / Николаев Н. И., Николаева Т. Н., Иванов А. И. // Инженер-нефтяник. Научно-технический журнал. Москва: ООО «Интеллект Дриллинг Сервисиз», 2009. - №1. - С. 5 - 8.

5. Николаев Н. И. Повышение эффективности бурения нефтяных и газовых скважин в осложнённых условиях / Николаев Н. И., Иванов А. И. // Записки Горного института. С-Пб: СПбГГИ,

2009.-№183.-С. 67-71.

РИЦСПГГИ. 27.05.2009. 3.279, Т. 100 экз. 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Иванов, Андрей Игоревич

Введение.

Глава I. Обзор современного состояния методов и технических средств ликвидации катастрофических поглощений промывочной жидкости.

1.1. Причины возникновения поглощений промывочной жидкости при бурении разведочных скважин на нефть и газ.

1.2. Существующие технологии и технические средства ликвидации осложнений при бурении нефтяных и газовых скважин.

1.3. Тампонажные материалы для борьбы с катастрофическими поглощениями.

1.4. Постановка цели и задач исследования.

Глава II. Методика теоретических и экспериментальных исследований физико-механических свойств и технологических параметров гелеобразующих тампонажных составов.

2.1. Состав и свойства тампонажных смесей, оборудование для" оценки их структурных и реологических свойств.

2.2. Методика проведения исследований.

2.3. Планирование экспериментов и обработка их результатов.

Выводы по главе II.

Глава III. Теоретические исследования процесса ликвидации поглощений бурового раствора вязко-упругими расширяющимися тампонажными смесями (ВУРС).

3.1. Предварительные замечания.

3.2. Анализ теоретических исследований в области изоляции проницаемых пластов.

3.3. Построение математической модели кольматации поглощающего пласта расширяющейся вязко-упругой тампонажной смесью.

3.3. Анализ полученных математических зависимостей и рекомендации по их использованию в практических расчётах.

Выводы по главе III.

IV глава. Экспериментальные исследования структурно-реологических свойств вязко-упругих тампонажных составов.

4.1. Постановка задач экспериментальных исследований.

4.2. Исследование процесса набухания полимера «Петросорб».

4.3. Исследование структурно-реологических параметров тампонажной смеси.

4.3. Разработка экспериментальной установки для/ оценки закупоривающей способности тампонажной системы.

4.4. Оценка удерживающей способности тампонажной смеси.

Выводы по главе IV.

Глава V. Разработка технологии и технических средств ликвидации поглощений бурового раствора и оценка их эффективности.

5.1. Технологические схемы тампонирования скважин.

5.2. Разработка тампонажного снаряда.

5.3. Опытно-производственная оценка предложенным разработкам

Выводы по главе V.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Обоснование и разработка технологии и техники ликвидации катастрофических поглощений при бурении разведочных скважин"

Актуальность темы: При бурении нефтяных и газовых скважин одним из главных и наиболее часто встречающихся видов осложнений является поглощение буровых растворов. Из них наиболее сложными являются катастрофические поглощения с интенсивностью, достигающей десятков и даже сотен кубических метров в час.

Особенно остро данная проблема стоит при бурении поисково-разведочных скважин, когда поглощение большой интенсивности возникает внезапно, а для его оперативной ликвидации на буровой нет заранее подготовленных технических средств и эффективных тампонажных материалов, а также технологий их применения.

В этой связи исследования и разработка тампонажных смесей на основе глинистых растворов, которыми вскрыт осложнённый интервал, с последующим их переводом в вязко-упругие расширяющиеся системы, представляются весьма актуальной задачей для оперативной ликвидации указанных осложнений, что в ряде случаев позволяет сократить время строительства скважины на 20 - 25%.

В связи с этим главными задачами исследования являются разработка новых композиций тампонажных смесей для ликвидации катастрофических поглощений и технологии проведения тампонажных работ, обеспечивающих оперативную изоляцию поглощающего интервала при бурении глубоких разведочных скважин.

Значительный вклад в развитие научных представлений о процессах тампонирования скважин внесли отечественные и зарубежные исследователи Агзамов Ф.А. [3], Ангелопуло O.K. [6], Ахмадеев Р.Г. [7], Бабаян Э.В., Булатов А.И. [15, 16, 17, 19 и др.], Вахрамеев И.И. [22], Данюшевский B.C. [18, 32], Крылов В .И. [42], Мавлютов М.Р. [48], Мирзаджанзаде А.Х. [50, 51,

52], Николаев Н.И. [55, 56, 57 и др.], Поляков В.Н. [71], Тян П.М. [88], Шарафутдинов 3.3. [92, 93 и др.], Яковлев A.M. [101, 102, 103], и др.

Актуальность темы подтверждается ее соответствием плану госбюджетных НИР кафедры технологии и техники бурения скважин, хоздоговору № 4/2007 с ООО «Севергазпром», проекту № 1.6.08 «Разработка научных основ бурения и освоения скважин в сложных геолого-технических условиях» в 2008 - 2009 гг. по заданию Федерального агентства по образованию Российской федерации.

Целью работы является повышение эффективности изоляционных работ в скважинах в условиях катастрофических поглощений бурового раствора.

Идея работы состоит в оперативной изоляции зон катастрофических поглощений промывочной жидкости вязко-упругими расширяющимися? тампонажными смесями на основе акриловых полимеров.

Задачи исследования: р

• анализ причин возникновения катастрофических поглощений промывочной жидкости при бурении разведочных скважин на нефть и газ и существующих технологий ликвидации поглощений большой интенсивности;

• теоретические исследования процесса ликвидации поглощений бурового раствора вязкоупругими тампонажными смесями;

• экспериментальные исследования реологических и физико-механических свойств и разработка составов тампонажных смесей на основе акриловых полимеров;

• экспериментальные стендовые исследования и анализ полученных результатов;

• разработка технологии и технических средств для оперативного тампонирования скважин;

• опытно-производственная оценка эффективности предложенных разработок.

Методика исследований носила экспериментально-теоретический характер, включающий в себя комплекс экспериментальных работ по исследованию свойств тампонажных смесей на основе водонабухающего суперабсорбента акрилового ряда «Петросорб» и его закупоривающей способности, а также разработку математической модели ликвидации поглощений бурового раствора вязкоупругими тампонажными смесями.

Научная новизна заключается в установлении аналитической зависимости, связывающей технологические параметры процесса ликвидации поглощений бурового раствора с геометрическими характеристиками осложнённого интервала скважины и структурно-реологическими свойствами тампонажных смесей, а также получении экспериментальных зависимостей интенсивности процесса гелеобразования вязкоупругих тампонажных смесей на основе акриловых полимеров и их закупоривающей способности от гранулометрического состава водонабухающего полимера и дисперсионной среды.

Защищаемые научные положения:

1. Введение в состав бурового раствора высокомолекулярного полимера акрилового ряда обеспечивает получение эффективных расширяющихся вязко-упругих полимер-глинистых составов для ликвидации поглощений промывочной жидкости.

2. Составы тампонажных смесей на основе глинистых буровых растворов с плотностью 1050 - 1500 кг/м , содержащие водонабухающий реагент «Петросорб» в количестве 1 — 3% обладают высокой закупоривающей способностью, обеспечивающей снижение проницаемости среды на 40 - 100% в течение 10 - 120 минут.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций определяется современным уровнем аналитических и достаточным объемом экспериментальных исследований, высокой степенью сходимости их результатов и воспроизводимостью полученных данных.

Практическая значимость работы заключается в разработке составов тампонажных смесей для тампонирования зон катастрофических поглощений, технических средств и технологии их применения при бурении разведочных скважин на нефть и газ.

Апробация работы. Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации докладывались на ежегодных научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых Санкт-Петербургского государственного горного института (Санкт-Петербург, 2008, 2009 г.г.); на XLIII Международной конференции ' молодых учёных (Польша, Краковская горно-металлургическая академия, 2007 год); на XVII Международной конференции по науке и технике (Польша, Краковская горно-металлургическая академия, 2008 год); на конференции "Механика грунтов, основания и фундаменты", (Санкт-Петербург, Санкт-Петербургский государственный архитектурно-строительный университет, 2008).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ, в том числе тезисы одного доклада. Одна статья опубликована в журнале, входящем в Перечень ведущих журналов и изданий, рекомендуемых ВАК Минобрнауки России.

Структура и объем диссертационной работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка, включающего 110 наименований. Материал диссертации изложен на 126 страницах, включает 2 таблицы, 36 рисунков и 1 приложение.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Иванов, Андрей Игоревич

Основные выводы и рекомендации

1. Для оперативной ликвидации катастрофических поглощений следует использовать рабочий глинистый раствор, которым ведётся бурение скважины до возникновения поглощения, с последующим введением в него водонабухающего полимера.

2. Основными факторами, определяющими потребный расход тампонажного материала на основе рабочего глинистого раствора являются мощность поглощающего интервала, его пустотность, величина среднеобъёмной раскрытости трещин или эквивалентный диаметр пор, проницаемость пласта, структурно-реологические характеристики тампонажной суспензии, а также адсорбционная способность и интенсивность набухания полимерного реагента.

3. На эффективность изоляционных работ существенное влияние оказывает начальный размер частиц полимерного реагента do и величина поровых каналов до, причём при соотношении дo/do>l,5 применение рассматриваемых полимерглинистых тампонажных смесей малоэффективно даже при небольших величинах пустотности массива.

4. Рациональная область применения набухающих вязко-упругих тампонажных систем может быть ограничена размерами каналов

7 2 поглощающего пласта (с>0<3 мм) и проницаемости (кп<(1,0+1,2)-10~ м ).

5. Новый отечественный водонабухающий полимер «Петросорб» является суперабсорбентом, имеющим высокую величину относительного набухания, что указывает на его потенциальную эффективность при использовании в составе вязко-упругих расширяющихся тампонажных материалов.

6. Тампонирующая способность «Петросорба» существенно повышается при его совместном использовании с глинистым раствором.

7. Активность реагента «Петросорб» снижается с повышением-минерализации дисперсионной среды тампонажного раствора, причём наиболее активная фаза его набухания приходится на первые 10 минут взаимодействия с водой.

8. Оптимальная концентрация абсорбента в смеси глинистого раствора и «Петросорба» составляет 1,0^3,0 %, в зависимости от плотности исходного раствора.

9. Разработанная конструкция тампонажного снаряда, спускаемого в скважину на бурильных трубах, в состав которого входит пакерующий элемент, позволяет разобщать поглощающий интервал и остальной ствол скважины, что способствует сокращению затрат тампонажного материала на проведение изоляционных работ.

10. Апробация реагента «Петросорб» при ликвидации поглощения большой интенсивности в условиях реальной скважины показала его высокую эффективность, позволяющую снизить затраты времени на тампонирование осложнённого интервала в 2 раза.

11. Для дальнейшего развития бурения глубоких разведочных скважин необходимо продолжить исследования по созданию композиций вязко-упругих тампонажных расширяющихся смесей, совершенствовать конструкции тампонажных устройств для проведения оперативных работ по ликвидации возникающих поглощений промывочной жидкости высокой интенсивности вплоть до катастрофических.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Иванов, Андрей Игоревич, Санкт-Петербург

1. Аветисов А. Г., Булатов А. И., Шаманов С. А. Методы прикладной математики в инженерном деле при строительстве нефтяных и газовых скважин. -М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2003.

2. Аветисян Н. Г. Выбор типа бурового раствора для бурения в неустойчивых породах. -М.: ВНИИОЭНГ, 1983.

3. Агзамов Ф. А. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. — М.: Недра, 2003.

4. Айтматов И. Т., Кравцов Б. И., Половов В. Д. Тампонирование обводнённых горных пород в шахтном строительстве. — М.: Недра, 1972.

5. Амелин А. Н., Васильев В. Д:, Глинский Е. Е. Новые методы неметаллического крепления,буровых скважин. М.: Недра, 1964.

6. Ангелопуло О. К., Подгорнов В. М., Аваков В. Э. Буровые растворы для осложнённых условий. — М.: Недра, 1988.

7. Ахмадеев Р. Г., Данюшевский В. С. Химия промывочных и тампонажных жидкостей. М.: Недра, 1981.

8. Ашрафьян М. О., Булатов А. И. Влияние технологических факторов на качество цементирования скважин. ВНИИОЭНГ, 1978.

9. Ашрафьян М. О., Луничкин В. А. Совершенствование технологии цементирования скважин. — М.: Недра, 1986.

10. Басарыгин Ю. М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин / Ю. М. Басарыгин, А. И. Булатов, Ю. М. Проселков. М.: Недра, 2000.

11. Бакшутов В. С. Минерализованные тампонажные растворы для цементирования скважин в сложных условиях. М.: Недра, 1986.

12. Барановский В. Д., Булатов А. И., Крылов В. И. Крепление и цементирование наклонных скважин. М.: Недра, 1983.

13. Белкин И. М., Виноградов Г. В., Леонов А. И. Ротационные приборы. Измерение вязкости и физико-химических характеристик материалов. М.: Машиностроение, 1968.

14. Бочко Э. А. Упрочнение неустойчивых горных пород при бурении скважин / Э. А. Бочко, В. А. Никишин. М.: Недра, 1979.

15. Буровые промывочные и тампонажные растворы. Учеб. пособие для вузов. / Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. М.: Недра, 1999.

16. Булатов А. И. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем. М.: Недра, 1976.

17. Булатов А. И. Формирование и работа цементного камня в скважине. — М.: Недра, 1990.

18. Булатов. А.И., Данюшевский B.C. Тампонажные материалы. М.: Недра, 1987.t

19. Булатов А. И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. -Ы'.: Недра, 1991.I

20. Буровые промывочные жидкости и тампонажные смеси: Методические указания к лабораторным работам / Санкт-Петербургский горный ин-т, Сост.: Николаев Н.И., Цыгельнюк Е.Ю. СПб, 2000.

21. Вахрамеев И. И. Теоретические основы тампонажа горных пород. М.: Недра, 1968.

22. Винарский М. С, Высторон В. К, Ферштер А. В. Методика исследования и регулирования технологических процессов при задавке в пласт вязко-пластичных жидкостей. Волгоград: ВолгоградНИПИнефть, 1974.

23. Винниченко В.М., Гончаров А.Е., Максименко Н.Н. Предупреждение и ликвидация осложнений и аварий- при бурении разведочных скважин. М: Недра, 1991.

24. Виноградов Г. В., Малкин А. Я. Реология полимеров. М.: Химия, 1977.

25. Верещака И. Г., Жаров Е. Ф., Серяков А. С., Балицкая 3. А. Тампонажные растворы с добавлением органических вевществ. — М., 1980.

26. Волженский А. В., Буров Ю. С., Колокольников В. С. Минеральные вяжущие вещества. — М.: Стройиздат, 1979.

27. Волков А. С., Тевзадзе Р.Н. Тампонирование геологоразведочных скважин. -М.: Недра, 1986.

28. Гайворонский А. А. Крепление нефтяных и газовых скважин в США. — М., Гостоптехиздат, 1962.

29. Городнов В. Д. Буровые растворы. М.: Недра, 1985.

30. Грей Дж. Р. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). — М.: Недра, 1985.

31. Данюшевский В. С. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов. М.: Недра, 1978.

32. Ивачев Jl. М. Борьба с поглощениями промывочной жидкости при бурении геологоразведочных скважин. М: Недра, 1982.

33. Ивачёв JT. М. Промывочные жидкости и тампонажные смеси. М.: Недра, 1987.

34. Ивачёв JI. М. Промывка и тампонирование геологоразведочных скважин. -М.: Недра, 1989.

35. Игнатов С. М., Сухенко Н. И. Повышение эффективности работ при борьбе с поглощениями бурового раствора. М.: ВНИИОЭНГ, 1984.

36. Изоляция зон поглощений с применением наполнителей / В. И. Крылов, Н. И. Сухенко, И. А. Сибирко. РНТС «Бурение», М.: ВНИИОЭНГ, 1978.

37. Каримов Н. X. Тампонажные смеси для скважин с аномальными пластовыми давлениями. М.: Недра, 1977.

38. Кипко Э. Я., Полозов Ю. А., Лушникова О. Ю. и др. Тампонаж обводнённых горных пород. М.: Недра, 1989.

39. Кистер Э. Г. Химическая обработка буровых растворов. М.: Недра, 1972.

40. Круглицкий Н. Н., Гранковский И. Г., Вагнер Г. Р., Детков В. П. Физико-химическая механика тампонажных растворов. Киев: Наукова думка, 1974.

41. Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. -М: Недра, 1980.

42. Крылов В. И., Аветисов А. Г., Беликов В. Г. Размеры зоны изоляции и оценка эффективности изоляционных смесей. — В кн.: Осложнения при бурении и цементировании скважин / Тр. ВНИИКРнефть, 1972.

43. Крылов В. И., Даниэлян Ю. С., Горковенко А. И. Определение параметров поглощающего пласта по результатам исследований скважин в процессе бурения. Изв. Вузов, «Нефть и газ», 1976.

44. Крылов В. И., Сухенко Н. И., Небыков А. И. Методы предупреждения-и ликвидации поглощений буровых и цементных растворов при бурении и креплении скважин. В кн.: Буровые растворы и крепление скважин / Тр. ВНИИКРнефть, 1971.

45. Кудряшов Б.Б., Яковлев A.M. Бурение скважин в осложненных условиях: Учеб. пособие для вузов. М: Недра, 1987.

46. Кузнецова Т. В., Талабер И. Глинозёмистый цемент. М.: Стройиздат, 1988.

47. Мавлютов М. Р., Алексеев Л. А., Вдовин К. И. и др. Технология бурения глубоких скважин. М.: Недра, 1982.

48. Мирзаджанзаде А. X. Буровая подземная гидравлика. Уфа: УНИ, 1975.

49. Мирзаджанзаде А. X., Крылов В. И., Аветисов А. Г. Теоретические исследования при решении задач предупреждения и изоляции поглощающих пластов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1973.

50. Мирзаджанзаде А. X., Мирзоян А. А., Гевинян Г. М. Гидравлика глинистых и цементных растворов. М.: Недра, 1965.

51. Мирзаджанзаде А. X., Мищевич В. И., Титков Н. И. и др. Повышение качества цементирования нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1975.

52. Мищевич В. И. Гидродинамические исследования поглощающих пластов и методы их изоляции при бурении нефтяных и газовых скважин. — М.: Недра, 1974.

53. Мовсумов А. А. Гидравлические причины осложнений при проводке нефтяных и газовых скважин. — Баку: Азернешр., 1965.

54. Николаев Н. И. Исследование процесса формирования гидроизоляционного кольца в осложнённом интервале скважины при сухом тампонировании. В сб.: Техника и технология геологоразведочных работ; организация производства. — М:: ВИЭМС, вып. 5, 1985.С

55. Николаев Hi, И. Исследование технологических параметров процесса тампонирования скважин. Л.: Зап. ЛГИ, т. 105, 1985.i

56. Николаев Н. И. Особенности исследования контактного взаимодействия вяжущих материалов с закрепляемыми горными породами. -СПб: СПГГИ, 1995.

57. Николаев Н. И. Технология приготовления таблетированных быстросхватывающихся смесей. Л.: ЛЦНТИ, 1986.

58. Николаев Н. И. Экспериментальные исследования процесса тампонирования скважин сухими, быстросхватывающимися смесями. — Свердловск: Известия ВУЗов, Горный журнал, №7, 1988.

59. Николаев Н. И., Дьяконов С. Г. Опыт оперативного тампонирования скважин в условиях Северо-Востока. В сб.: Геологические материалы Северо-Востока. Технология и техника геологоразведочных работ. -Магадан, 1991.

60. Николаев Н. И., Заводчиков А. Н. Изоляция каверн при бурении геологоразведочных скважин. — М.: Известия ВУЗов, Геология и разведка, 1990.

61. Николаев Н. И. Повышение эффективности бурения нефтяных и газовых скважин в осложнённых условиях / Николаев Н. И., Иванов А. И. // Записки Горного института. СПб: СПбГГИ, 2009. №183. - С. 67 - 71.

62. Николаев Н. И. Полимерглинистые растворы для повышения эколого-технологической безопасности вскрытия водонасыщенных горных пород / Николаев Н. И., Николаева Т. Н., Иванов А. И. // Экология и развитие общества, Санкт-Петербург: МАНЭБ, 2007. С. 84 - 89.

63. Осложнения в бурении. Справочное пособие / Ясов В. Г., Мыслюк М. А. -М.: Недра, 1991.

64. Полимерсодержащие дисперсные системы / Баран А.А. Киев Наук, думка, 1986.

65. Поляков В. Н., Ишкаев Р. К., Лукманов Р. Р. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин. Уфа: «ТАУ», 1999.

66. Применение отверждаемого глинистого раствора для изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах / А. И: Булатов, В. И. Крылов, И. А. Сидоров и др. Тр. ВНИИКРнефть, 1972.

67. Рабинович Н. Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в. бурении. М.: Недра, 1989.

68. Рафиенко И. Н. Синтетические смолы в разведочном бурении. М.: Недра, 1975.I

69. Резниченко И. Н. Управление свойствами буровых растворов при бурении глубоких скважин. -М.: ВНИИОЭНГ, 1978.

70. Рейнер М. Реология. М.: Недра, 1962.

71. Руденко А. П. Тампонирование и крепление скважин при алмазном бурении. -М.: Недра, 1978.

72. Руденко А. П., Борисова 3. В. Тампонирующая смесь для изоляции зон поглощений в скважинах на основе меламино-формальдегидной смолы. -ОНТС, сер. Бурение. -М.: ВНИИОЭНГ, 1972.

73. Рябченко В. И. Управление свойствами буровых растворов. М.: Недра, 1990.

74. Сеид-Рза М. К., Исмаилов Ш. И., Орман JI. М. Устойчивость стенок скважины. М.: Недра, 1981.

75. Сутягин В. В. Снижение проницаемости межпластовой изоляции. М.: Недра, 1989.

76. Сухенко Н. И., Крылов В. И. Исследование процессов, происходящих в скважине при цементировании зон поглощения. — Тр. ТатНИИ, вып. 15, 1971.

77. Сухенко Н. И., Крылов В. И. Исследование реологических свойств тампонирующих смесей. — Тр. ТатНИИ, вып. 15, 1971.

78. Тампонаж обводнённых горных пород. Справочное пособие / Э. Я. Кипко, Ю. А. Полозов и др. М.: Недра, 1989.

79. Тампонирование скважин: Учеб. Пособие / Н. И. Николаев, Ю. А. Нифонтов, В. В. Никишин, Р. Р. Тойб. СПб.: СПГГИ (ТУ), 2004.

80. Технология и техника борьбы с поглощениями при строительстве скважин / В. И. Поляков, М. Р. Мавлютов, JI. А. Алексеев; В. А. Колодкин. Уфа: Китап, 1998.

81. Трупак И. F. Цементация трещиноватых пород в горном деле. М.: Металлургиздат, 1966.i

82. Тян П. М. Предупреждение и ликвидация поглощений при геологоразведочном бурении. М.: Недра, 1980.

83. Цыгельнюк Е. Ю. Изоляция высоконапорных горизонтов в самоизливающихся скважинах / Цыгельнюк Е. Ю., Николаев Н. И., Ефремова Е. С. // В сб. IV Международного симпозиума по бурению скважин в осложнённых условиях. СПб.: СПГГИ, 2000.

84. Чубик П. С. Квалиметрия буровых промывочных жидкостей. Томск: Изд-во НТЛ, 1999.

85. Шарафутдинов 3. 3. Управление гидратационной- активностью портландцемента при креплении скважин / Шарафутдинов 3. 3., Мавлютов М. Р., Чегодаев Ф. А. // Башкирский химический журнал, АН РБ, из-во РЕАКТИВ, т. 2, выпуск 3-4, 1995.

86. Шарафутдинов 3. 3., Чегодаев Ф. А., Шарафутдинова Р. 3. Буровые и тампонажные растворы. Санкт-Петербург: Профессионал, 2006.

87. Шарафутдинов 3. 3. Регулирование гидратационной активности шлаковых цементов при креплении геотермальных скважин / Шарафутдинов 3. 3., Шакиров Р. Г. // В сб.: Технология бурения нефтяных и газовых скважин.-Уфа, 1990.

88. Шарафутдинов 3. 3. Буровые растворы на водной основе и управление их реологическими параметрами / Шарафутдинов 3. 3., Шарафутдинова Р. 3. // Нефтегазовое дело: — Уфа: 2004.I

89. Шарафутдинов 3. 3. Управление реологическими свойствами' буровыхрастворов / Шарафутдинов 3. 3., Филиппов Е. Ф., Нифонтов Ю. А., Николаевi <

90. Н. И. // Заканчивание и ремонт скважин в условиях депрессии> напродуктивные пласты: Сб. науч. трудов Краснодар: НПО Бурение, 2004.

91. Шахмаев 3. М., Рахматуллин В. Р. Технология бурения скважин в осложненных условиях. Уфа: Китап, 1994.

92. Шерстнев Н. М., Расизаде Я. М., Ширинзаде С. А. Предупреждение и ликвидация осложнений в бурении. М: Недра, 1979.

93. Шищенко Р. И. Гидравлика промывочных жидкостей / Шищенко Р. И., Есьман Б. И., Кондратенко П. И. // М.: Недра, 1976.

94. Шрейбер Б. П. Битумизация в подземном строительстве. М.: Недра,1964.

95. Яковлев А. М. Очистные агенты и оперативное тампонирование скважин / А. М. Яковлев, Н. И. Николаев; Санкт-Петербургский горный ин-т. СПб, 1990.

96. Яковлев А. М., Коваленко В. И., Терещенко JI. А., Николаев Н. И., Портнов В. Г. Оперативное тампонирование геологоразведочных скважин. — М.: ВИЭМС, 1988.

97. Яковлев А. М., Николаев Н. И., Конокотов Н. С. Технология изоляции водоносных горизонтов при ликвидационном тампонировании скважин. — СПб.: СПГГИ, 1995.

98. Ясов В. Г., Мыслюк М. А. Осложнения в бурении. М.: Недра, 1991.

99. Ясов В. Г., Мыслюк М. А. Предупреждение поглощений при разбуривании трещиноватых пластов. -М.: ВНИОЭНГ, 1982.

100. Andrew Ivanov. Plugging-back technology of lost drilling flush fluid circulation zone in the course of drilling for oil and gas / Materialy XLIII Sesji Pionu Gorniczego. Krakow: Akademia Gorniczo-Hutnicza, 2007. s. 177!

101. Carreau P. Y., De Kee D. C. R., Chhara R. P. Rheology of Polymericf \

102. Systems. Publ. Hanser, Munich, 1997. 1

103. Measuring blood viscosity with a rotational viscometer in line with the recommendation of international committee for the standartization in haematology, by G. Schramm, HAAKE Germany publication, 1992.

104. Rheology and Processing of Liquid Crystallin Polymers / Eds. D. Acierno, A. A. Collyer. Publ. Chapman and Hall, London, 1996.