Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка ингибирующего бурового раствора, обеспечивающего устойчивость глинистых разрезов и достоверную интерпретацию результатов геофизических исследований скважин

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка ингибирующего бурового раствора, обеспечивающего устойчивость глинистых разрезов и достоверную интерпретацию результатов геофизических исследований скважин"

На правах рукописи

ФИЛИППОВ ЕВГЕНИЙ ФЕДОРОВИЧ

РАЗРАБОТКА ИНГИБИРУЮЩЕГО БУРОВОГО РАСТВОРА, ОБЕСПЕЧИВАЮЩЕГО УСТОЙЧИВОСТЬ ГЛИНИСТЫХ РАЗРЕЗОВ И ДОСТОВЕРНУЮ ИНТЕРПРЕТАЦИЮ РЕЗУЛЬТАТОВ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН

Специальность 25.00.15 «Технология бурения и освоения скважин»

АВТОРЕФЕРАТ Диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Краснодар 2006 г.

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Научно-производственное объединение «Бурение» ОАО НПО «Бурение»

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Рябоконь Сергей Александрович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, с.н.с.

Кошелев Владимир Николаевич

кандидат технических наук Рыбалкин Геннадий Васильевич

Ведущее предприятие: ОАО «НК «Роснефть» - Краснодар-

нефтегаз»

Защита состоится «20» апреля 2006 г. в 10 часов на заседании диссертационного совета Д 222.019.01 при ОАО НПО «Бурение» по адресу: 350063, г. Краснодар, ул. Мира, 34

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПО «Бурение»

Автореферат разослан « 16 » марта 2006г.

Ваши отзывы в 2-х экземплярах просим направлять по указанному адресу на имя ученого секретаря Диссертационного Совета

Ученый секретарь лу С/

Диссертационного Совета, д.т.н. РрбС^ Л.И.Рябова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Проблема обеспечения устойчивости глинистых разрезов до настоящего времени является центральной в области строительства нефтяных и газовых скважин. Затраты времени на борьбу с осложнениями деформационного характера пород достигают 25%-ов от общего календарного времени бурения. Кроме того, отрицательные последствия диспергирования глинистого шлама вызывают осложнения технологического характера, перерасход химреагентов, увеличение объемов технологических отходов бурения, рост затрат на их утилизацию.

Применение в таких случаях ингибирующих систем буровых растворов обеспечивает существенный рост технико - экономических показателей бурения. Наряду с этим выявлено, что ин-гибирующие реагенты и обусловленные ими процессы взаимодействия с породами и содержащимися в них флюидами создают специфические условия, изменяющие и искажающие геофизические характеристики разрезов скважин. Снижается информативность электрических, радиоактивных, акустических методов исследований скважин и достоверность геофизических заключений.

Таким образом, весьма актуальна разработка ингибирующе-го бурового раствора, обеспечивающего устойчивость глинистых разрезов и достоверную интерпретацию результатов геофизических исследований скважин, направленная на повышение эффективности строительства нефтяных и газовых скважин, преимущественно, при поисково - разведочном бурении.

Принятая в 2004 г. правительством РФ программа изучения недр и воспроизводства минерального сырья на период до 2020 г., направленная на освоение нефтегазового потенциала новых перспективных регионов, в том числе континентального шельфа, подтверждает актуальность выбранного направления исследований.

Цель работы

Повышение геолого - технологической и промыслово - геофизической эффективности строительства нефтяных и газовых скважин за счет разработки ресурсооберогающей-^хехнадогии

рос. национальная/ | библиотека I !

""*' ' I. я г

применения ингибирующего бурового раствора, обеспечивающего устойчивость глинистых разрезов и достоверную интерпретацию результатов геофизических исследований скважин.

Основные задачи исследований:

- Изучить влияние химреагентов, материалов и технологических приемов управления показателями свойств ингибирую-щих типов буровых растворов на информативность геофизических методов исследования разрезов скважин.

- Определить технологические принципы и критерии управления показателями свойств буровых растворов, обеспечивающих ингибирование процессов гидратации и диспергирования горных пород, длительное сохранение устойчивости стенок скважины, безаварийное углубление и выполнение полного комплекса информативных геофизических исследований разрезов скважин.

- На основе высокоэффективных химреагентов и материалов разработать ингибирующий буровой раствор, обеспечивающий устойчивость глинистых разрезов и достоверную интерпретацию результатов геофизических исследований скважин.

- Провести адаптацию разработанной технологии к различным геолого - техническим условиям поисково - разведочного бурения на суше и континентальном шельфе.

Научная новизна

1. Выявлены причины изменения и искажения геофизических характеристик радиометрических и электрометрических методов ГИС при использовании ингибирующих типов буровых растворов.

2. Установлено, что ингибирование гидрофосфатами и ди-гидрофосфатами аммония повышает удельные электрические сопротивления буровых растворов при высоких забойных температурах в сравнении с калийсодержащими ингибиторами.

3. Определен эффект дополнительного анионного ингиби-рования процессов гидратации и диспергирования глинистых пород гидрофосфатами и дигидрофосфатами аммония.

4. Выявлена способность гидрофосфатов и дигидрофосфа-тов аммония в составе глинистого бурового раствора увеличивать прочность сцепления частиц горной породы (консолидировать

породу), обеспечивая повышение устойчивости ствола скважины в зонах тектонических нарушений и пониженного сцепления пород.

5. Исследована система ингибирующего бурового раствора, обеспечивающего устойчивость глинистых разрезов и достоверную интерпретацию результатов геофизических исследований скважин.

Практическая ценность

Разработан буровой раствор, обладающий высокими значениями удельного электрического сопротивления в забойных условиях, обеспечивающий при этом эффективное ингибирование процессов гидратации и диспергирования глинистых пород (Пат. РФ 1451155).

Разработан буровой раствор, обладающий способностью увеличивать прочность сцепления частиц горной породы (консолидировать породу), обеспечивая устойчивость ствола скважины в зонах тектонических нарушений (Пат. РФ 1708823).

Разработаны регламентирующие документы:

Инструкция по применению ингибирующего бурового раствора для бурения скважин в глинистых отложениях, ослабленных тектоническими нарушениями (РД 39-0147009-6.029-86).

Инструкция по применению ингибирующего бурового раствора, обеспечивающего надежную интерпретацию результатов ГИС (РД 39-0147009-701-87Р).

Инструкция по применению ингибирующего бурового раствора, обеспечивающего получение качественных материалов комплекса ГИС для морского бурения (РД 39-0147009-726-88Р).

- Инструкция по приготовлению и применению консерва-ционной спецжидкости для морских скважин (ФГУП «Арктик-морнефтегазразведка» - Мурманск, 1991).

Реализация результатов работы

Разработанная технология приготовления и применения ингибирующего бурового раствора, обеспечивающего устойчивость глинистых разрезов и достоверную интерпретацию результатов геофизических исследований скважин внедрена при бурении 7 поисково - разведочных скважин на площадях Краснодарского

края и 17 поисково - разведочных скважин на шельфе Арктических морей.

Суммарный экономический эффект от использования разработанных буровых растворов и технологических решений составил 10,4 млн.руб.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались: на XV межотраслевой научно - практической конференции «Техника и технология вскрытия продуктивных пластов в условиях депрессии» (Анапа, 2004), Международной конференции «Нефть и газ Арктического шельфа - 2004» (Мурманск, 2004), на НТС ФГУТТ «Арктикморнефтегазразведка» (Мурманск, 2004), XVII межотраслевой научно - практической конференции «Разведочное бурение на суше и континентальном шельфе России» (Анапа, 2005), на заседаниях ученых советов и семинарах лабораторий ОАО НПО «Бурение».

Объем работы

Диссертационная работа изложена на 128 страницах машинописного текста, в том числе содержит 25 таблиц, 10 рисунков. Состоит из введения, 5 глав, основных выводов, списка литературы и приложений. Список использованных публикаций включает 134 наименования.

Публикации

Основные положения диссертационной работы изложены в 17 печатных работах, в том числе 4 патента.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приводится общая характеристика работы, обосновывается ее актуальность, сформулированы цель и задачи исследований.

В первой главе рассматриваются проблемы современного строительства скважин в сложных горно - геологических условиях.

Проведен анализ литературных и патентных данных по исследованию и применению различных типов ингибирующих бу-

ровых растворов, механизму их действия, современных методов ингибирования гидратации и диспергирования глинистых пород.

Анализируя работы отечественных и зарубежных исследователей, выявлены основные соединения, на основании которых следует вести разработку высокоэффективных ингибирующих растворов. Определена геолого - технологическая эффективность ингибирующих буровых растворов, выражаемая временем сохранения устойчивости ствола скважины и ограничением степени диспергирования выбуренного Шлама. Принята целесообразность оценки ингибирующей способности буровых растворов с двух позиций: по показателю увлажняющей способности (П0, см/ч) оценивать физико - химическую способность ограничивать процессы гидратации глинистых пород, что позволяет прогнозировать время устойчивости ствола скважины, а по показателю диспергирующей способности (Д, %) оценивать дезинтеграционную устойчивость выбуренного шлама в системе бурового раствора, что в значительной степени определяет технико - экономические показатели бурения. В ряде случаев только высокоингибирую-щие буровые растворы обеспечивают решение геологически* задач по отбору керна, проведению исследовательских работ в скважинах, качественному вскрытию продуктивных интервалов.

Помимо этого, выявлено, что высокоингибирующие системы буровых растворов, наряду с полезными условиями проводки скважин, зачастую создают специфические условия, изменяющие и искажающие геофизические характеристики разрезов скважин. В результате, во-многом снижается информативность электрических, радиоактивных, акустических методов каротажа. Резко падает достоверность геофизических заключений, определяемая выполнением полного комплекса геофизических исследований, получением качественных каротажных материалов и возможностью использования стандартных, освоенных в практике методик интерпретации. Вследствие этого не обеспечивается решение промыслово - геофизических задач при бурении скважин на новых и малоизученных площадях.

Выполненные аналитические исследования научных публикаций, патентных источников, промыслового материала позволили сформулировать цель и задачи настоящей работы.

Во второй главе изложены способы и методики экспериментальных исследований, представленные в диссертационной работе.

Изучение факторов, обеспечивающих информативность методов геофизических исследований в системах высокоингиби-рующих буровых растворов, наряду с отраслевыми методиками (РД 39-00147001-773-2004), вызвало необходимость модификации известных, либо разработки оригинальных методов исследований, в частности, метод оценки консолидирующей способности буровых растворов.

Разработанный нами метод оценки консолидирующей способности буровых растворов по величине предельной прочности образца породы на сжатие (асж) отражает способность промывочной системы или отдельных химических реагентов и материалов повышать сцепление между частицами горной породы.

В третьей главе представлены результаты исследований физико-химических основ управления радиоактивными, электрохимическими, ингибирующими и консолидирующими свойствами буровых растворов.

Специально выполненные геофизические исследования в опытных скважинах при поэтапном вводе в буровые растворы нарастающих концентраций ингибиторов позволили выявить следующие количественные закономерности снижения радиометрической и электрометрической информативности ГИС:

- ингибирование 0,3-0,5% алюминиево - калиевыми квасцами (АКК) в сочетании с 0,5 - 1,0 % КОН снижает удельное электрическое сопротивление (УЭС) на 56-65%, кажущиеся сопротивления пород (КС) на 18-29%, потенциалы самопроизвольной поляризации (ПС) на 60-70%;

- ингибирование 3-5% КС! вызывает снижение УЭС на 8085%, КС на 50-75%, потенциалы ПС исчезают или меняют полярность;

- радиоактивные изотопы К40, присутствующие в калиевых ингибиторах, вызывают значительный рост интенсивности излучения, в результате чего разрезы пластов практически не расчленяются по данным гамма-каротажа (ГК).

Собственная радиоактивность применяемых химобрабо-ток калийсодержащими ингибиторами в ряде случаев достигает 5-8 мкр/ч., что в 7-11 раз превышает допустимую погрешность радиометрических методов измерения.

Родственный механизм ингибирования межплоскостной гидратации глинистых минералов катионами калия и аммония позволяет рассматривать соединения аммония в качестве альтернативы калиевым в качестве добавок к буровым растворам с целью обеспечения сходного уровня ингибирования и информативности радиоактивных методов ГИС.

По уравнению Нернста величина диффузионного потенциала, а следовательно, и информативности электрометрических методов ГИС, определяется величиной коэффициента диффузионного потенциала и УЭС фильтрата бурового раствора.

Согласно нашим расчетам, по величине коэффициентов диффузионных потенциалов анионы аммониевых солей располагаются в следующий ряд:

НР04 > Н2Р04 > СНзСОО > СО, > НСОз > 804 > СНОО > ЫОз > И02 > С1

В сравнении с хлоридами аммония (Ь[Н4С1) для гидрофосфатов аммония (ТЧНЦ^НРС^ и д и гидрофосфатов аммония (ЫН4Н2Р04) выявлены следующие электрохимические факторы, обеспечивающие повышение информативности ГИС:

- коэффициенты диффузионных потенциалов для гидрофосфатов и дигидрофосфатов аммония в 18 раз больше, чем для хлоридов аммония, что существенно увеличивает потенциалы диффузии на границе «фильтрат-пласт»;

- подвижности гидрофосфатанионов и дигидрофосфатанионов в 1,3-2,1 раза ниже подвижности анионов хлора, что обеспечивает значительное повышение УЭС фильтратов бурового раствора (рисунок 1). Установлено, что при высоких температурах (150-180°С) УЭС буровых растворов, ингибированных гидрофосфатами и д и гидрофосфатами аммония, на 20-30% выше, чем при ингибировании калийсодержащими реагентами.

С учетом установленных электрометрических свойств гидрофосфатов и ди гидрофосфатов аммонии, проведены дальнейшие

исследования способности реагентов регулировать ингибирую-щие и консолидирующие свойства буровых растворов.

В соответствии со сложившейся научной концепцией, исследование ингибирующей эффективности реагентов проводилось по показателям увлажняющей способности (П0, см/ч) и степени диспергирования (Д, %) глинистых пород.

В качестве модельной основы буровых растворов выбраны полимерглинистые лигносульфонатные системы, обеспечивающие в промысловых условиях необходимую информативность ГНС.

1- ИНЛЬР04,2- (ЫН4)2НР04; 3 -КС1; 4- ЫН4С1

Рисунок 1. Влияние концентрации ингибиторов на УЭС фильтратов буровых растворов

На рисунке 2 представлены зависимости изменения показателя увлажняющей способности (П0) от концентрации ингибиторов. При действующих электрометрических ограничениях по УЭС (0,7-0,8 Омм) гидрофосфатные реагенты способны обеспечивать ингибирование процессов влагопереноса по показателю (П0) до уровня 1,7-2,3 см/ч.

Показатель диспергирующей способности (Д) дополнительно характеризует способность бурового раствора противодействовать насыщению выбуренной породой.

Концентрация ингибитора, %

1- 2- КС1; 3 - ЫН4Н2Р04; 4- (Ш^НРО,

Рисунок 2. Влияние концентрации ингибиторов на показатель увлажняющей способности (П0) буровых растворов

В таблице 1 сопоставлены показатели свойств лигносульфо-натного бурового раствора, обработанного эквимолярными (по катиону) добавками хлористого аммония и дигидрофосфата аммония, где (А) характеризует %-ное снижение показателей (П0 и Д) по отношению к исходному буровому раствору.

Таблица 1

Влияние ингибиторов на технологические показатели буровых растворов

п„ Д

Ингибитор ИН4, УЭС, п„, А, Д, д.

г-экв/л Ом-м см/ч % % %

Исходный раствор - 1,2 6,8 - 23,7 -

ЫН4С1 0,19 0,5 3,6 47,1 18,1 23,6

ЫН4Н2Р04 0,19 0,7 2,2 67,6 8,0 66,2

Таким образом, выявлен эффект дополнительного анионного ингибирования двумя согласующимися, но различными методами (на 20,5% по показателю П0 и на 42,6% по показателю Д), что указывает на комплексный характер взаимодействия гидрофосфатных ионов с глинистыми минералами по различным механизмам.

При вскрытии тектонически нарушенных, слабосвязанных разрезов обвалы и осыпи горных пород в малой степени определяются ингибирующей способностью буровых растворов. Проведенными исследованиями установлено, что устойчивость таких пород может быть обеспечена за счет консолидирующей способности буровых растворов.

В процессе исследований выявлена способность полимер -гидрофосфатных комплексов в 2,1-3,5 раза повышать консолидирующую способность исходных полимер - лигносульфонатных буровых растворов при соблюдении электрометрических требований ГИС (не менее 0,7 Ом м).

Таким образом, установлена способность гидрофосфатов и дигидрофосфатов аммония обеспечивать комплексное решение проблемы сохранения информативности ГИС с обеспечением высокой эффективности консолидации и ингибирования процессов гидратации и диспергирования глинистых пород.

Кроме того, гидрофосфаты аммония (ДАФ-диаммофос) и дигидрофосфаты аммония (АФ - аммофос) относятся к широкодоступным продуктам туковой промышленности, экологически безопасны, ингибируют процессы коррозии, обладают высокой растворимостью, поставляются в порошкообразной, либо мелко гранулированной форме.

По всей совокупности свойств гидрофосфаты аммония (АФ, ДАФ) полностью соответствуют геолого - технологическим требованиям, предъявляемым к ингибиторам буровых растворов для поисково-разведочного бурения.

В четвертой главе рассмотрены вопросы регламентирования показателей свойств, компонентного состава и технологии применения ингибирующего бурового раствора (ИРГИС), обеспечивающего длительное сохранение устойчивости стенок сква-

жины, безаварийное углубление и выполнение полного комплекса информативных геофизических исследований.

Безаварийное углубление в проницаемых интервалах регламентировано фильтрационными свойствами ИРГИС в пластовых условиях.

Проведенными исследованиями и обработкой большого количества промыслового материала установлено, что значение показателя фильтрации бурового раствора в условиях пластовых температур и давления (ФПЛ) см3/ЗОмин), при котором исключается возможность возникновения прихватов под действием перепада давления, и величина репрессии на пласт (ДР, МПа) связаны следующей зависимостью:

где 79 - коэффициент пропорциональности при АР = 2-12 МПа.

Из формулы 1 расчетным путем определяется предельная величина фильтрации ИРГИС для конкретных горно - геологических условий бурения скважины.

Нашими исследованиями выявлено, что при ингибировании гидрофосфатами аммония (АФ, ДАФ) закономерность изменения УЭС с ростом температур существенно отличается от стандартного расчета.

В связи с этим, для ИРГИС регламентирование допустимого значения УЭС при поверхностных условиях (обеспечивающее в забойных условиях величину электросопротивления не менее 0,2 Ом-м), осуществляется согласно представленной зависимости (таблица 2).

Таблица 2

Забойная температура, °С 40 60 80 100 120 140 150 180

УЭС при 25°С, Ом-м 0,27 0,38 0,52 0,61 0,70 0,76 0,79 0,87

Обеспечение устойчивости глинистых интервалов разреза в зависимости от требуемого времени бурения ствола скважины регламентируется показателем увлажняющей способности (П0) для ИРГИС на уровне 1,7-3,0 см/ч.

Проведенными исследованиями установлено, что в зонах тектонических нарушений и слабой связанности пород, склонных к естественному осыпанию сразу при вскрытии, стабилизация ствола скважины достигается использованием буровых растворов, обладающих консолидирующей способностью по показателю (стсж) на уровне 40-60 г/см2.

Консолидирующая способность ИРГИС регламентируется по показателю предельной прочности образца пород на сжатие (асж) на уровне 40-60 г/см2.

Состав, технология приготовления и управления регламентированными показателями свойств раствора разработаны на основании установленных радиометрических, электрохимических, физико - химических зависимостей и технологических требований к ингибирующему буровому раствору (ИРГИС), обеспечивающему устойчивость глинистых разрезов и достоверную интерпретацию результатов геофизических исследований скважин.

В пятой главе представлены результаты промысловой оценки геолого - технологической и промыслово - геофизической эффективности системы ИРГИС, выполненной при бурении поисково - разведочных скважин на площадях Краснодарского края и шельфе Арктических морей.

Количественная оценка информативности результатов геофизических исследований в системе промывочной жидкости ИРГИС выполнена в идентичных с базой сравнения геолого-технологических условиях. Опытная скважина 354 Дыш до глубины 3150 м была пробурена на традиционном полимерглини-стом лигносульфонатном буровом растворе (ЛГСБР) и разрез исследован полным комплексом ГИС в интервалах 1750-2270 м и 2570-3120 м, где были вскрыты отложения миоцена и среднего Майкопа соответственно. Затем скважина была переведена на ИРГИС и повторно исследована аналогичным комплексом ГИС.

По итогам этих исследований было установлено следующее:

- система ИРГИС обеспечивает выполнение полного геофизического комплекса исследований и получение качественных материалов ГИС;

- незначительные отклонения показателей УЭС, КС и ПС не приводят к существенному искажению показаний промысловых геофизических методов, вследствие чего система ИРГИС обеспечивает достоверную оценку вскрываемого разреза.

В целях оценки геологической и технологической эффек-^ тивности разработанной технологии, после спуска обсадной ко-

лонны дальнейшее бурение скважины 354 Дыш до проектной глубины в интервале 3150-3960 м осуществлялось на ИРГИС.

В качестве геолого - технологической базы сравнения принята скважина 355 Дыш, полностью пробуренная на ЛГСБР до проектной глубины 3835 м.

В результате детальных исследований полным геофизическим комплексом в сравниваемых скважинах были выделены промышленно - продуктивные коллектора в следующих интервалах (таблица 3).

Таблица 3

Продую ивные интервалы разрезов скважин 355 и 354 Дыш

Характеристика коллектора СКВ. 355 Д ыш, ЛГСБР СКВ. 354 Дыш, ИРГИС

Интервал, м Мощность, м Интервал, м Мощность, м

Нефтенасыщенный 3010-3016 6 3048,5-3053 4,5

Нефтенасыщенный 3021-3032 11 3069-3074,5 5,5

Неясно - насыщенный 3670-3694 24 3730-3794,5 64,5

Нефтенасыщенный 3764-3795 31 3876,6-3913 36,4

При испытаниях нефтенасыщенных пластов в скважинах 355 и 354 были получены промышленные притоки нефти.

Таким образом, ИРГИС обеспечивает высокий уровень подтверждаемое™ геофизических заключений, позволяющий исключить из опробования непромышленные объекты.

Технико - экономическая эффективность ИРГИС на скважине 354 по сравнению с ЛГСБР на скважине 355 оценивалась по следующим показателям:

- показатель увлажняющей способности (П0) находился в регламентированных пределах 2,9-2,1 см/ч и на 63% был ниже значений для ЛГСБР (П0 6,8 см/ч);

- диспергирующая способность (Д), оцениваемая по керну майкопских отложений (скважины 355 Дыш), составляла 8,0% и на 66% была ниже диспергирующей способности ЛГСБР (23,7%);

- консолидирующая способность по показателю (стеж) находилась в пределах 40-56 г/см2 (в 2,5 раза выше, чем у ЛГСБР);

- контроль высокотемпературных параметров ИРГИС подтвердил высокую термостабильность и седиментационную устойчивость системы в процессе бурения;

- регулирование технологических параметров ИРГИС осуществлялось в процессе бурения комплексными обработками, не требовало дополнительных затрат времени на химобработки и обеспечивало регламентированные ITH и техпроектом показатели свойств.

Соответствие показателей свойств ИРГИС регламентируемым значениям обеспечило повышение на 30-45% технико -экономических показателей бурения в сравнении с ЛГСБР (таблица 6).

Таблица 6

Технико - экономические показатели бурения

Показатель 355 Дыш 354 Дыш Рост эффектив-

ЛГСБР ИРГИС ности, %

Интервал бурения, м 3150-3835 3150-3848 Соответствует

Проходка, м 685 698 Соответствует

Мех.бурение, ч 400 283 30,6

СПО, ч 443 265 41,3

Механическая ск.,м/ч 1,71 2,47 44,4

Техническая ск.,м/ч 430,1 624,3 45,1

Коммерческая ск.,

м/ст.мес. 285,4 405,3 42,0

В целях широкого промыслового внедрения новой эффективной технологии разработана необходимая регламентирующая документация по применению ингибирующего бурового раство-

ра, обеспечивающего надежную интерпретацию результатов ГИС (РД 39-0147009-701-87Р).

Внедрение ИРГИС высокой плотности (2,10-2,17 г/см3) при бурении скважин на Новомышастовской, Гришковской, Западно - Понурской площадях Краснодарского края при забойных температурах до 170°С обеспечило практически номинальные диаметры стволов в неустойчивых миоценовых и олигоценовых отложениях, достоверную интерпретацию ГИС и достигнуто существенное сокращение расхода материалов и химреагентов за счет снижения диспергирующей способности бурового раствора.

Применение ИРГИС средней плотности (1,72-1,76 г/см3) при бурении скважины С-1 (спутника Кубанской сверхглубокой) за счет высокой консолидирующей способности (ссж 65 г/см2) обеспечило решение геологической задачи по сплошному отбору керна до проектной глубины и полученный геофизический материал обеспечил коэффициент подтверждаемости ГИС на уровне 0,92.

ИРГИС малой плотности (1,19-1,38 г/см3) был использован при вскрытии неустойчивых глинистых интервалов юрских отложений (Чамлыкская и Вознесенская площади). Глинистые пропластки этих отложений теряют свою устойчивость практически с момента вскрытия разреза. Использование консолидирующих свойств ИРГИС (ссж 60-68 г/см2) обеспечило стабилизацию пород и существенное снижение степени наработки раствора.

Подтвержденный экономический эффект от внедрения ИРГИС за счет сокращения затрат времени и экономии химреагентов составил 4,39 млн.руб. При этом, была обеспечена достоверная интерпретация результатов ГИС в неустойчивых глинистых разрезах скважин на различных площадях Краснодарского края.

Бурение поискового - разведочных скважин на Арктическом шельфе существенно отличается от условий ведения аналогичных работ на суше. Повышенные требования к информативности геолого - геофизических работ связаны с широким стратиграфическим диапазоном исследуемых скважин и низкой степенью разведанности (менее 4%) геологического строения региона. При этом, технологическая эффективность работ должна обеспечивать успешность бурения в сжатые сроки (так, например, в

Карском море безледовый период ограничен 2-3 месяцами) при минимальном ассортименте и расходе реагентов, а также высоких требований экологической безопасности и возможности длительной консервации открытых стволов морских скважин.

Анализ промысловых данных по длительной консервации открытой части стволов морских скважин на площадях ФГУП «Арктикморнефтегазразведка» показал, что использование лиг-носульфонатного бурового раствора в качестве консервационной спецжидкости (КСЖ) не обеспечивает требуемой устойчивости глинистых пород. Расконсервация таких скважин сопровождалась длительными проработками и промывками, обильным выносом шлама и крупных обломков породы, обвалами стенок скважин с потерей циркуляции, вплоть до бурения новых стволов. Статистическая обработка данных показала, что половина случаев консервации скважин в процессе бурения приходится на период до 6 месяцев, в остальных случаях - до 12 месяцев. Исходя из данных периодов консервации, нами расчетным путем определены требования к КСЖ с позиции ингибирования процессов гидратации глинистых пород (таблица 5).

Таблица 5

Требования к КСЖ для типовых конструкций морских скважин ФГУП «Арктикморнефтегазразведка»

Условный ин- Объем Плотность, Забойная П0, см/ч для пе-

тервал кон- КСЖ, м3 г/см3 температу- риода консерва-

сервации, м ра, °С ции

6 мес 12 мес

1600-3100 100 1,15-1,50 120 0,9 0,5

3100-4500 50 1,50-2,00 150 0,8 0,4

Нами разработана технология приготовления КСЖ на основе исходного бурового раствора с использованием гидрофосфатных ингибиторов. При этом, эффективность блокирования процессов гидратации глинистых минералов сочетается с консолидирующим упрочнением горных пород. Кроме того, весь объем КСЖ оказывается совместимым с ИРГИС и может быть использован для дальнейшего бурения.

Используя установленные закономерности предельного повышения ингибирующих и консолидирующих свойств полимер -гидрофосфатных комплексов, разработана «Инструкция по приготовлению и применению консервационной спецжидкости для морских скважин» Арктического шельфа.

Фактор длительного воздействия высоких температур на КСЖ был опробован в промысловых условиях при консервации скважины 1 Лудловская в обсаженном стволе при забойной температуре 120°С в течение 420 суток. После расконсервации скважины признаков разложения КСЖ не обнаружено. Лабораторными исследованиями так же подтверждена стабильность реологических, фильтрационных, консолидирующих и ингибирующих свойств КСЖ. В дальнейшем технологическая эффективность КСЖ подтверждена при консервации открытых стволов скважин 29 Мурманская, 2 Лудловская и 1 Ахматовская, расконсервация которых не вызывала осложнений, а объемы КСЖ использовались для дальнейшего бурения.

Разработка технологии применения ИРГИС для бурения скважин на Арктическом шельфе осуществлена с учетом традиционного ассортимента химреагентов, материалов, оборудования и технических особенностей плавучих буровых комплексов (ПБУ, СПБУ, Буровые суда), а также мер безопасного ведения работ.

Промысловая адаптация разработанной технологии применения ИРГИС проведена при бурении скважины 1 Лудловская в интервале 1729-4070 м (акватория Баренцева моря) и скважины 2 Русановская в интервале 991-2373 м (акватория Карского моря).

По результатам испытаний сделаны следующие выводы:

- система ИРГИС обеспечила устойчивость стенок скважин при проходке терригенных отложений юры и триаса (скв. 1 Лудловская) и терригенных отложений верхнего и нижнего мела (скв. 2 Русановская);

- система ИРГИС обеспечивала выполнение полного геофизического комплекса и достоверную интерпретацию результатов ГИС.

На основе результатов промысловых испытаний разработана «Инструкция по применению ингибирующего бурового рас-

твора, обеспечивающего получение качественных материалов комплекса ГИС» («ИРГИС для морского бурения» - РД 39-0147009-726-88Р).

Внедрение ИРГИС осуществлено при бурении 17 поисково-разведочных скважин на шельфе Арктических морей. В сложных горно - геологических и экстремальных климатических условиях применение системы ИРГИС обеспечило безаварийную проходку 20 тыс. метров в неустойчивых глинистых отложениях и достоверную интерпретацию результатов полного комплекса ГИС. Подтвержденный суммарный экономический эффект от использования ИРГИС на Арктическом шельфе составил 6 млн.руб.

Совместимость ИРГИС с другими буровыми системами опробована на скважине 3 Приразломная, в которой при вскрытии продуктивного интервала 2409-2481 м система ЛГСБР была переведена в ИРГИС с одновременной обработкой реагентом ПКД-0215 для обеспечения качественного вскрытия коллекторов, в результате чего было достигнуто повышение продуктивности скважины в 1,92 раза по сравнению с традиционным лигносульфо-натным буровым раствором.

ВЫВОДЫ

1. На основании аналитических исследований научных публикаций, патентных материалов и опытно - промысловых испытаний определены факторы снижения эффективности промысло-во - Геофизических исследований скважин при использовании высокойнгибирующих типов буровых растворов.

2. Теоретическими и экспериментальными исследованиями определено соответствие гидрофосфатов аммония (ДАФ, АФ) требованиям обеспечения информативности методов ГИС.

3. Установлена способность гидрофосфатов аммония (ДАФ, АФ) обеспечивать комплексное решение проблемы сохранения информативности методов ГИС с высокой эффективностью консолидации и ингибирования процессов гидратации и диспергирования глинистых пород.

4. Регламентированы показатели свойств, компонентный состав и технология применения ингибирующего бурового раствора (ИРГИС), обеспечивающего устойчивость глинистых разрезов

и достоверную интерпретацию результатов геофизических исследований скважин.

5. Промысловыми испытаниями подтверждена высокая технике - экономическая и промыслово - геофизическая эффективность разработанной технологии применения системы ИРГИС.

6. Разработанная технология приготовления и применения ингибирующего бурового раствора (ИРГИС), обеспечивающего устойчивость глинистых разрезов и достоверную интерпретаци-ию результатов геофизических исследований скважин, внедрена при бурении 7 поисково - разведочных скважин на площадях Краснодарского края и 17 поисково - разведочных скважин на шельфе Арктических морей.

Суммарный экономический эффект от использования разработанных технологий составил 10,4 млн.руб.

Основные положения диссертационной работы отражены в следующих печатных работах:

Статьи:

1. Пеньков А.И., Филиппов Е.Ф., Никитин Б.А. Методы регламентирования свойств буровых растворов для горизонтальных скважин// Сб.научн.тр./ОАО НПО «Бурение». - Краснодар, 1998. -Вып. 1.-С. 9-15.

2. Бармотин К.С., Мойса Ю.Н., Филиппов Е.Ф. Антипри-хватные свойства отечественных и зарубежных добавок к буровым растворам для предотвращения дифференциального прихвата инструмента//Сб.научн.тр./ ОАО НПО «Бурение». - Краснодар, 2003. - Вып. 9. - С. 51-57.

3. Филиппов Е.Ф., Морозов С.Ю., Чернов Д.В. Зарубежный опыт изоляционных работ в проницаемых пластах морских скважин с использованием полимерных тампонов-перекрывателей// Сб.научн.тр./ОАО НПО «Бурение». - Краснодар, 2004. - Вып.11. -С. 122-130.

4. Филиппов Е.Ф. Разработка ингибирующих буровых растворов, обеспечивающих качественное выполнение ГИС в скважинах Арктического шельфа.//Сб.научн.тр./ОАО НПО «Бурение». - Краснодар, 2004. - Вып. 11. - С. 282-290.

5. Филиппов Е.Ф. Выбор критериев оценки консолидирующей активности буровых растворов для обеспечения устойчивости интервалов тектонически нарушенных и слабосвязанных горных пород//Сб.научн.тр./ ОАО НПО «Бурение». - Краснодар,

2004.-Вып. 11.-С. 291-294.

6. Филиппов Е.Ф. Применение ингибирующих буровых растворов, обеспечивающих получение качественных материалов ГИС при строительстве скважин в неустойчивых глинистых отложениях на площадях Краснодарского края//Сб.научн.тр./ОАО НПО «Бурение». - Краснодар, 2004. - Вып. 12. -С. 39-47.

7. Филиппов Е.Ф., Нифонтов Ю.А., Николаев Н.И. Управление реологическими свойствами буровых растворов// Сб. научн. тр./ ОАО НПО «Бурение». - Краснодар, 2004. -Вып. 12. - С. 8395.

8. Отечественные полимеры для бурения и заканчивания нефтяных и газовых скважин. Нифонтов Ю.А., Николаев Н.И., Филиппов Е.Ф. и др. //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2005. - № 3. - С. 26-29.

9. Е.Ф.Филиппов, Г.В.Чернозубов, Т.А.Мотылева. Опыт применения ингибирующего хлоркалиевого раствора на морской воде при бурении скважин на площадях юго-восточной части Баренцева моря//Сб.научн.тр./ОАО НПО «Бурение». - Краснодар,

2005.-Вып. 14.-С. 52-63.

Патентные материалы:

10. Буровой раствор: Пат. 1451155 РФ/ Е.Ф.Филиппов, А.И.Пеньков, Н.П. Левик и др.- Опубл. 1989.- БИ № 2.

11. Буровой раствор: Пат. 1708823 РФ/ А.И.Пеньков, Н.П.Левик, Е.Ф. Филиппов и др. - Опубл. 1992. - БИ № 4.

12. Порошкообразный реагент для обработки буровых растворов на водной основе: Пат. 1765150 РФ/ И.В.Чеников, Е.Ф.Филиппов, А.И. Пеньков и др. - Опубл. 1992. - БИ № 36.

13. Порошкообразный реагент для обработки буровых растворов: Пат. 1766938 РФ/А.И.Пеньков, Л.В.Гаврилова, Е.Ф. Филиппов и др. - Опубл. 1992. - БИ № 37.

Методические разработки:

14. Инструкция по применению ингибирующего бурового раствора для бурения скважин в глинистых отложениях, ослаб-

ленных тектоническими нарушениями: РД 39-0147009-6.029-86/ А.И.Пеньков, Е.Ф.Филиппов - Краснодар, 1986. - 20с.

15. Инструкция по применению ингибирующего бурового раствора, обеспечивающего надежную интерпретацию результатов ГИС: РД 39-0147009-701 -87Р/А.И.Пеньков, Е.Ф.Филиппов, Н.П.Левик - Краснодар, 1987.- 17с.

16. Инструкция по применению ингибирующего бурового раствора, обеспечивающего получение качественных материалов комплекса ГИС (ИРГИС для морского бурения): РД 39-0147009-726-88Р/А.И.Пеньков, Е.Ф.Филиппов - Мурманск, 1991. - 21с.

17. Инструкция по приготовлению и применению консерва-ционной спецжидкости для морских скважин (КСЖ)/ А.И.Пеньков, Е.Ф.Филиппов-Мурманск, 1991.-8с.

ФИЛИППОВ ЕВГЕНИЙ ФЕДОРОВИЧ

РАЗРАБОТКА ИНГИБИРУЮЩЕГО БУРОВОГО РАСТВОРА, ОБЕСПЕЧИВАЮЩЕГО УСТОЙЧИВОСТЬ ГЛИНИСТЫХ РАЗРЕЗОВ И ДОСТОВЕРНУЮ ИНТЕРПРЕТАЦИЮ РЕЗУЛЬТАТОВ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Подписано в печать 28.02.2006. Формат 60 х 84 '/,6 Бумага SvetoCopy. Печать трафаретная. Усл.-печ. л. 1,39 Тираж 100 экз. Заказ № 6028.

Тираж изготовлен в типографии ООО «Просвещение - Юг» с оригинал - макета заказчика г. Краснодар, ул. Селезнева, 2, тел/факс 239-68-31

№-54 94

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Филиппов, Евгений Федорович

Введение

1. Современные методы ингибирования гидратации и диспергирования глинистых пород и их соответствие требованиям ГИС

1.1. Методы повышения устойчивости глинистых пород

1.2. Геофизические исследования разрезов скважин и проблемы, связанные с применением ингибирующих буровых растворов

2. Методы и приборы экспериментальных исследований

3. Исследование физико - химических основ управления радиоактивными, электрохимическими, ингибирующими и консолидирующими свойствами буровых растворов

3.1. Влияние калийсодержащих ингибиторов на информативность методов ГИС

3.2. Оценка граничных концентраций калийсодержащих ингибиторов, обеспечивающих информативность геофизических исследований в скважинах

3.3. Электрохимические факторы повышения геофизической информативности в ингибирующих системах ^

3.4 Ингибирующая эффективность гидрофосфатных реагентов

3.5. Консолидирующая способность гидрофосфатных систем

4. Регламентирование показателей свойств, компонентного состава и технологии применения ингибирующего бурового раствора (ИРГИС), обеспечивающего устойчивость глинистых разрезов и достоверную интерпретацию результатов ГИС

4.1. Регламентирование показателей свойств и метрологического обеспечения ИРГИС

4.2. Регламентирование компонентного состава и технологии применения ИРГИС

5. Оценка геолого — технологической и промыслово - геофизической эффективности системы ИРГИС

5.1. Геолого - технологические испытания системы ИРГИС на площадях Краснодарского края

5.2. Технико - экономическая эффективность внедрения ИРГИС при поисково — разведочном бурении на площадях Краснодарского края

5.3. Адаптация технологии ИРГИС к поисково - разведочному бурению на Арктическом шельфе 0,

5.3.1. Разработка технологии консервации морских скважин на Арктическом шельфе

5.3.2. Технико - экономическая эффективность внедрения ИРГИС при поисково - разведочном бурении на Арктическом шельфе

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка ингибирующего бурового раствора, обеспечивающего устойчивость глинистых разрезов и достоверную интерпретацию результатов геофизических исследований скважин"

К настоящему времени выработанность запасов основных нефтегазовых провинций, например, на Северном Кавказе достигает 80%, в регионах Урало — Поволжья до 70%, в Западной Сибири свыше 45%. Наряду с этим степень раз-веданности запасов нефти и газа Дальнего Востока в пределах 15%, Восточной Сибири до 10%, а российского Шельфа около 4%. При таких условиях очевидна целесообразность принятой в 2004г. федеральным правительством долгосрочной программы изучения недр и воспроизводства минерального сырья на период до 2020 года. И в качестве стратегического направления выдвинуто освоение нефтегазового потенциала континентального шельфа, где по экспертным оценкам доступные ресурсы по нефти составляют 9,2 млрд.тн, а по газу -47 трлн. кубометров.

Поэтому в настоящее время вопросы повышения эффективности фундаментальных поисково - разведочных работ, исследования новых перспективных регионов приобретают особую актуальность. Для поисково - разведочного бурения в малоизученных регионах первостепенное значение имеет обеспечение геолого - геофизической информативности, качественное, безопасное и безаварийное проведение геофизических исследований скважин (ГИС), соответствие объема исследований строению и свойствам вскрываемого разреза и содержащихся в нем флюидов.

Наряду с этим буровые растворы должны обеспечивать устойчивость вскрываемых разрезов в течение длительного времени (отбор керна, большие объемы ГИС и исследований в скважинах) и в сложных геолого - технологических условиях (неизвестная литология, экстремальные термо - барические характеристики, флюидопроявления).

Нарушение устойчивости ствола скважины, обусловленное наличием в разрезе высококоллоидальных глин, интенсивно гидратирующихся и диспергирующихся глинистых сланцев является основополагающей причиной осложнений и аварий как эксплуатационного, так и разведочного бурения. Зачастую данная проблема усугубляется вскрытием зон тектонической перемятости и большими углами залегания горных пород.

В основе разупрочнения глинистых интервалов лежат адсорбционные, осмотические и капиллярные процессы гидратации поверхностей глинистых минералов. Обеспечение устойчивости ствола скважины достигается применением специальных типов буровых растворов ингибирующего действия.

Современные исследования в области разработок составов и технологии применения ингибирующих типов буровых растворов направлены на предельное ограничение процессов гидратации и диспергирования глинистых пород. Данная задача может быть решена модификацией дисперсионной среды бурового раствора, модификацией поверхности глинистых минералов, модификацией обменного комплекса глинистых пород, капсулированием пород полимерами.

Технологическая эффективность бурения неустойчивых разрезов в настоящее время решается, как правило, комбинированием указанных приемов борьбы с гидротацией и диспергированием глинистых пород. Однако, общим для всех типов буровых растворов ингибирующего действия остается отрицательное влияние на информативность материалов геофизических исследований скважин.

Практически все этапы строительства скважины неразрывно связаны с исследовательскими работами. Их цель - получение достоверных сведений о вскрываемом разрезе. В комплексе исследовательских работ геофизические методы являются основными и проводятся при строительстве каждой скважины независимо от ее целевого назначения.

Высокая эффективность геофизических методов обусловлена существованием вполне определенных связей между структурой, минеральным составом пород и их свойствами: электрическим удельным сопротивлением, электрохимической активностью, тепловым сопротивлением, плотностью, интервальным временем пробега упругих волн, магнитной восприимчивостью, естественной радиоактивностью.

Выполненные нами специальные исследования в скважинах, проведенный анализ промыслового материала и литературных источников позволили установить, что использование калийсодержащих ингибиторов существенно искажает радиометрические и электрометрические методы ГИС.

Использование кальциевых промывочных систем, образующих на стенках скважин непроницаемые корки, кроме того, приводит к недопустимым искажениям акустических характеристик пород, к совпадению показаний разноглубинных методов каротажных исследований.

Чрезвычайно важными оказываются ограниченные температурные пределы информативности геофизических материалов для безглинистых типов буровых растворов.

Все эти особенности современных типов ингибирующих буровых растворов приводят к искажению геофизических характеристик разрезов скважин, создающих затруднения в применении стандартных методик и приемов интерпретации, вызывающих до 60% потери геофизической информативности и снижает достоверность выделения коллекторов. Становятся невозможными количественные оценки глинистости, пористости, нефтегазонасыщенности, приводящие к опробованию непромышленных объектов, неоправданному спуску эксплуатационных колонн.

Отрицательное влияние ингибирующих типов буровых растворов на геофизическую информативность противоречит Федеральному закону «О недрах» (№ 57-ФЗ), запрещающему недропользователю применять при проводке скважин технологии, промывочные жидкости и режимы проводки скважин, исключающие выполнения обязательного комплекса ГИС, либо снижающие их информативность.

Таким образом, весьма актуальна разработка ингибирующего бурового раствора, обеспечивающего устойчивость глинистых разрезов и достоверную интерпретацию результатов геофизических исследований скважин, направленная на повышение эффективности строительства нефтяных и газовых скважин, преимущественно, при поисково - разведочном бурении.

Правительственная программа изучения недр и воспроизводства минерального сырья на период до 2020 г., направленная на освоение нефтегазового потенциала новых перспективных регионов, в том числе континентального шельфа, подтверждает актуальность выбранного направления исследований.

I. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ИНГИБИРОВАНИЯ ГИДРАТАЦИИ И ДИСПЕРГИРОВАНИЯ ГЛИНИСТЫХ ПОРОД И ИХ СООТВЕТСТВИЕ

ТРЕБОВАНИЯМ ГИС ф Значительная часть осложнений при бурении связана с повышением вязкости буровых растворов, сальникообразованием, нарушением устойчивости ствола скважины и обусловлена наличием в разрезе высококоллоидальных глин, сильно гидратирующихся и легко диспергирующихся глинистых сланцев [1].

Несмотря на значительное количество исследований, посвященных изучению таких осложнений, до настоящего времени нет единого мнения относительно причин их возникновения и оптимальных методов предупреждения.

Это обусловлено сложной зависимостью осложнений от целого ряда факторов,

• имеющих место в скважине (механических, физико-химических), а также от свойств глинисто-аргиллитовых пород (геолого-петрографических, минералогических, физико-химических и др.).

Достаточно долго основными методами борьбы с неустойчивостью стенок скважины считались утяжеление бурового раствора для компенсации напряжений на границе скважина - пласт и применение растворов с минимальной водоотдачей [2, 3]. Однако, на практике эти приемы не всегда давали положительный результат.

В последнее время все большее число исследователей приходит к выводу, что устойчивость глинистых пород в приствольной части скважины зависит, в первую очередь, от химического состава применяемого бурового раствора [4, 5,6, 7, 8, 9, 10, 11].

Установлено, что в основе процессов гидратации и набухания глинистых пород лежат адсорбционные, осмотические и капиллярные силы, определяющие прочность связи воды с другими компонентами в структурированных системах [5, 12]. Основное влияние на протекание указанных процессов и образование гидратных слоев на внешних поверхностях минералов оказывают адсорбционные силы. Действие капиллярных сил ограничено периодом пропитки глинистого материала, а влияние осмотических, при отсутствии полупроницаемой мембраны (в случае значительной проницаемости проб) может носить ограниченный характер [5].

Для снижения интенсивности перехода в раствор выбуренной породы и повышения устойчивости стенок скважины рекомендуется использовать так называемые ингибирующие буровые растворы, содержащие в своем составе специальные ингибирующие добавки, предотвращающие гидратацию, набухание и диспергирование глин [13, 14].

К ингибирующим буровым растворам и реагентам-ингибиторам предъявляется ряд требований:

- высокая ингибирующая способность;

- дешевизна;

- доступность;

- отсутствие заметного влияния на реологические свойства растворов;

- отсутствие отрицательного влияния на каротажные работы.

Последнее из перечисленных требований не является последним по своей значимости. К сожалению, при разработке новых ингибирующих реагентов и буровых растворов исследователи до сих пор не учитывают их влияние на достоверную интерпретацию результатов геофизических исследований скважин.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Филиппов, Евгений Федорович

выводы

1. На основании аналитических исследований научных публикаций, патентных материалов и опытно - промысловых испытаний определены факторы снижения эффективности промыслово - геофизических исследований скважин при использовании высокоингибирующих типов буровых растворов.

2. Теоретическими и экспериментальными исследованиями определено соответствие гидрофосфатов аммония (ДАФ, АФ) требованиям обеспечения информативности методов ГИС.

3. Установлена способность гидрофосфатов аммония (ДАФ, АФ) обеспечивать комплексное решение проблемы сохранения информативности методов ГИС с высокой эффективностью консолидации и ингибирования процессов гидратации и диспергирования глинистых пород.

4. Регламентированы показатели свойств, компонентный состав и технология применения ингибирующего бурового раствора (ИРГИС), обеспечивающего устойчивость глинистых разрезов и достоверную интерпретацию результатов геофизических исследований скважин.

5. Промысловыми испытаниями подтверждена высокая технико - экономическая и промыслово - геофизическая эффективность разработанной технологии применения системы ИРГИС.

6. Разработанная технология приготовления и применения ингибирующего бурового раствора (ИРГИС), обеспечивающего устойчивость глинистых разрезов и достоверную интерпретациию результатов геофизических исследований скважин, внедрена при бурении 7 поисково - разведочных скважин на площадях Краснодарского края и 17 поисково - разведочных скважин на шельфе Арктических морей.

Суммарный экономический эффект от использования разработанных технологий составил 10,4 млн.руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Филиппов, Евгений Федорович, Краснодар

1. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин.-М.: Недра, 1984.-318 с.

2. Шамсиев А.Л. Обвалы пород при бурении нефтяных и газовых скважин. Баку: Азернефтнешр, 1955. - 234 с.

3. Томир Дж. Неустойчивое поведение глинистых пород в стволе скважины и его регулирование путем отбора соответствующих параметров глинистого раствора//Материалы 4-го Международного нефтяного конгресса.- М.: Гостоп-техиздат, 1956.-С. 121-125.

4. Агабальянц Э.Г. Промывочные жидкости для осложненных условий бурения. М.: Недра, 1982. - 184 с.

5. Городнов В.Д. Физико химические методы предупреждения осложнений в бурении. - М.: Недра, 1964. - 229 с.

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

7. Митяев А.Д. Опыт борьбы с обвалами при бурении глубоких скважин в мощных толщах осыпающихся глинистых пород в Башкирии //Тр./УфНИИ. -1970.-Вып. 26. С.124-132.

8. Новиков B.C. Влияние ингибированных растворов на устойчивость глинистых пород при бурении скважин: Дис. .канд. техн. наук. М., 1968. — 124 с.

9. Розенгафт А.В. Оценка ингибирующих свойств буровых растворов для бурения в осложненных условиях //Вопросы повышения скоростей бурения скважин на нефть и газ. Львов, 1980. - С. 39-44.

10. Юсупов И.Г. Физико геологические исследования явлений обвало-образования неустойчивых горных пород при бурении скважин и меры их предупреждения: Автореф. дис. . канд. техн. наук. -М., 1968. -22 с.

11. Пеньков А.И. Промывочные жидкости для бурения в осложненных условиях Туркмении: Дис. канд. техн. наук. М., 1965. - 188 с.

12. Овчаренко Ф.Д. Гидрофильность глин и глинистых материалов. Киев: АН СССР, 1961.-295 с.

13. Грей Дж.Р., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей) /Пер.с англ. М.: Недра, 1985. - 509 с.

14. Магомедов М.Е., Орлов А.В. Растворы для бурения в неустойчивых горных породах/Юбзор. инф. Сер.: Бурение. М.:ВНИИОЭНГ, 1981. - 58 с.

15. Электрическая природа осложнений и борьба с ними /А.С.Серяков, Л.К.Мухин, В.З.Лубан и др. -М.: Недра, 1980. 134 с.

16. Кошелев В.Н. Общие принципы ингибирования глинистых пород и заглинизированных пластов //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2004. № 1. - С. 13-15.

17. Drilling and completion fluid: Пат. 478220 США / T.E.Peterson. -Опубл. 25.10.88.

18. Chenevert M.E. Glycerol mud additive provides shale stability //Oil and Gas.J.-1989.-Vol.87.-№ 29. P. 60-61, 64.

19. Green D., Peterson Т.Е. Glycerol based mud system resolves hole slough-ф ing problems //World Oil.- 1989.- Vol. 209. - № 3.- P. 50-51.

20. Зозуля Т.П., Зозуля В.П., Паршукова JI.A. О необходимости применения поликомплексных реагентов при бурении скважин в Западной Сибири //Нефть и газ.- 1997.- № 1.- С. 59-64.

21. Некоторые физико-химические характеристики простых полиэфиров на основе окисей олефинов / Р.Р.Шарифуллин, Д.Х.Сафин, Х.Э.Харлампиди и др. //Химическая промышленность.- 2002.- № 11.- С. 34-38.

22. Фатхутдинов И.Х. Прогнозирование и предупреждение осложнений при бурении глубоких скважин в неустойчивых глинисто-аргиллитовых отложениях: Автореф. дис. канд. техн. наук.- Уфа, 2004.- 24 с.

23. Liquid additive comprising a sulfonated asphalt and processes therefore and therewith: Пат. 5502030 США /B.B.Patel. Опубл. 26.03.96.

24. Андресон Б., Маас А. Буровой раствор нового поколения //Нефть и капитал.- 1997.-С. 93-94.

25. Полигликолевый модификатор буровых растворов: Пат. 2224780 РФ /Г.Ш.Гайфутдинов, Д.Х.Сафин, Л.П.Вахрушев и др. Опубл. 27.02.04.- Бюл. №6.

26. Буровой раствор для бурения в обваливающихся породах: Пат. 2163248 РФ /Б.А.Андресон, Г.П.Бочкарев, И.Х.Фатхутдинов и др. Опубл. 20.02.01.-Бюл. №5.

27. Смазочная добавка для бурового раствора на водной основе: Пат, л 2170243 РФ /В.Н.Умутбаев, Б.А.Андресон, Г.П.Бочкарев и др. Опубл.1007.01.-Бюл. № 19.

28. Беленко Е.В. Разработка и совершенствование систем буровых растворов на основе разветвленных полиалкиленгликолей: Дис. . канд. техн. наук.- Краснодар, 2001.- 110 с.

29. Реагент для химической обработки буровых растворов: Пат. 2163615 РФ /А.И.Пеньков, Л.П.Вахрушев, В.Н.Кошелев и др. Опубл. 27.02.2001.- Бюл. №6.

30. Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов: Пат. 2168531 РФ /А.И.Пеньков, В.Н.Кошелев, В.А.Куксов и др. Опубл. 10.06.2001.- Бюл. № 16.

31. Кошелев В.Н. Промысловые испытания буровых растворов для первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов //Бурение и нефть.-2003.-№ 1-С. 32.-36.

32. Разработка и внедрение полипропиленгликолевого бурового раствора: Отчет о НИР (промежут.)/ ОАО НПО «Бурение»; Руковод. работы В.Н.Кошелев.- Дог. № Д371-99/99.03.99.- Краснодар, 1999.- 67 с. Исполн. Бе-ленко Е.В.

33. Enright D.P., Dye В.М. New fluid system substitutes for oil-based fluids //World Oil.- 1991.- № 3.- P. 92-97.

34. Миллер М.Г., Городнов В.Д. Набухание бентонита в водных растворах кремнийорганических соединений // Изв.вузов: Нефть и газ,- 1986.- № 8.- С. 23-28.

35. Буровой раствор для бурения скважин в обваливающихся породах: А.С. 899626 СССР /Г.П.Бочкарев, Б.А.Андресон, К.А.Минхайров и др. Опубл. 23.01.82.- Бюл. № 3.

36. Жидкость для приготовления промывочной суспензии глины, используемой при бурении скважин: А.С. 753886 СССР /И.Ю.Хариев.- Опубл. 07.08.80,- Бюл. № 29.

37. Промывочная жидкость: А.С. 1237694 СССР /Ю.Г.Доценко, Л.В.Недосенко, М.И.Солодовникова и др. Опубл. 15.06.86.- Бюл. № 22.

38. Промывочная жидкость для бурения глинистых пород: А.С. 908783 СССР /Е.Ф.Энштейн, А.Н.Давиденко, Н.А.Дудля.- Опубл. 28.02.82.- Бюл. № 8.

39. Буровой раствор: А.С. 1460069 СССР /А.У.Шарипов, С.И.Долганская, Л.А.Ковалева Опубл. 23.02.89.- Бюл. № 7.

40. Буровой раствор: А.С. 1390236 СССР / Р.Р.Лукманов, Р.З.Лукманов, Г.А.Небит и др. Опубл. 23.04.88.- Бюл. № 15.

41. Реагент для обработки технологических жидкостей, используемых в нефтедобывающей промышленности, и способ его получения: Пат. 2181370 РФ /А.И.Миков. Опубл. 20.04.02. - Бюл. № 12.

42. Махоро В.А., Каменщиков Ф.А. Новые смазочные добавки для буровых растворов // Бурение и нефть.- 2003.- № 2 С. 14-17.

43. Буровой раствор: Пат. 2245895 РФ /С.А.Рябоконь, С.А.Гарьян, Л.П.Кузнецова и др. Опубл. 10.02.05. - Бюл. № 4.

44. Смазочная добавка для буровых растворов ФК-1: Пат. 2130475 РФ /С.А.Гарьян, Л.П.Кузнецова, Ю.Н.Мойса и др. Опубл. 20.05.99. - Бюл. № 14.

45. Буровой раствор: А.С. 933694 СССР /И.Ю.Хариев.- Опубл. 07.06.82.-Бюл. № 21.

46. Муняев В.М., Брннцев А.И., Хачатуров И.Е. Повышение ингибирующих свойств буровых растворов и улучшение их очистки //Тр. /СевКавНИПИнефть.- 1985.- № 43.- С.20-25.

47. Андресон Б.А. Разработка и внедрение физико-химических методов и технологических процессов для повышения эффективности бурения и заканчи-вания скважин в сложных условиях: Дис. . д-р техн. наук.- Краснодар, 1999.434 с.

48. Исследование эффективности действия комплексонов на буровые растворы /В.М.Лимановский, Н.А.Масюкова, С.А.Гарьян и др. //Нефтяное хозяйство.- 1985.-№ 12.- С. 17-19.

49. Применение фосфоновых комплексонов в буровых растворах /С.А.Гарьян, Б.Ф.Егоренко, Н.А.Масюкова и др. //Обзор, инф. Сер.: Техника и технология бурения скважин.- М.: ВНИИОЭНГ,- 1988,- 62 с.

50. Результаты применения недиспергирующих буровых растворов на основе акриловых полимеров/ А.И.Пеньков, В.И.Рябченко, Е.Ф.Филиппов и др. //Нефтяное хозяйство.- 1988.- № 11.- С. 8-10.

51. Буровой раствор: А.С. 1216193 СССР /С.А.Гарьян, Б.Ф.Егоренко, В.М.Лимановский и др. Опубл. 07.03.86.- Бюл. № 9.

52. Способ обработки полимерглинистого бурового раствора: Заявка 94015932 РФ /С.И.Долганская, А.У.Шарипов, С.Г.Петухова.- Опубл. 27.02.96.-Бюл. № 6.

53. Буровой раствор: Пат 2103311 РФ /Г.П.Зозуля, Ю.С.Кузнецов, В.П.Овчинников. Опубл. 27.01.98. - Бюл. № 3.

54. Jones R.D. Troublesome shale formations require inhibitive mud //Oil and Gas. J.- 1981.- Vol. 79.- № 20.- P. 55-58.

55. Результаты применения полимерного ингибированного бурового раствора /А.Г.Розенгафт, З.Ю.Глинковская, М.Я.Червиц и др. //Нефтяное хозяйство.- 1989,-№7.-С. 23-26.

56. Эмульсионный буровой раствор: Пат. 2213761 РФ /Г.Г.Мурзагулов, Б.А.Андресон, Р.М.Гилязов и др. Опубл. 10.10.03.- Бюл. № 28.

57. Способ заканчивания скважин: Пат. 2156859 РФ /О.А.Лушпеева, А.И.Пеньков, В.Н.Кошелев.- Опубл. 27.09.2000.- Бюл. № 27.

58. Буровой раствор: А.С. 823410 СССР /Н.А.Мариампольский, НЛ.Левик, З.С.Ковалева и др. Опубл. 23.04.81.- Бюл. № 15.

59. Способ обработки бурового раствора: Пат. 2243250 РФ /О.Н.Обозин, Е.О.Обозина,- Опубл.27.12.04.- Бюл. № 36.

60. Use of potassium hydroxide solutions in a well bore: Пат. 4284140 США /R.D.Sydansk, F.S. Cordiner.- Опубл. 18.08.81.

61. Буровой раствор: Заявка 96102437 РФ /Д.А.Галян, Н.П.Чадина, В.И.Игошкин и др. Опубл. 20.08.98,- Бюл. № 23.

62. Разработка и промышленные испытания нового типа полимеркалие-вого бурового раствора / В.Г.Витрик, Е.Р.Мрозек и др. //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.- 1997.- № 8-9.- С. 19-21.

63. Corley W.T., Dorsey D.L., Venus T.L. Spotting technique, new potassium -polymer blend give inexpensive shale inhibition //Oil and Gas. J.- 1986.- Vol. 84.-№4.- P. 116-126.

64. Well drilling and completion fluid composition: Пат. 4536297 США /R.E.Loftin, A.I.Son. Опубл. 24.04.85.

65. Исследование технологических показателей формиат -глинистых систем буровых растворов / Л.П.Вахрушев, В.Н.Кошелев, Е.В.Беленко и др. //Сб.научн.тр./ОАО «БашНИПИнефть».- 2000.- Вып. 100.- Ч. 2.- С. 145-152.

66. Hudson С.Е. Low-chlorides mud limits disposal costs //Oil and Gas. J. -1986.- Vol. 84.- № 10. P. 50-52.

67. Gillenwater K.E., Ray C.R. Potassium acetate adds flexibility to drilling muds //Oil and Gas. J.- 1989.- Vol. 87.- № 12.- P. 99-102.

68. Treating shale and clay in hydrocarbon producing formation with combinations of guar and potassium formate: Пат. 6454005 США /K.W.Smith.- Опубл. 24.09.2002.

69. Никологородская E.A. Влияние адсорбции водорастворимых полимеров на устойчивость коллоидных дисперсий: Дис. . канд. хим. наук.- М., 1990.- 147 с.

70. Федосов Р.И., Вахрушев Л.П., Пеньков А.И. Новые загустители для безглинистых и малоглинистых буровых растворов //Нефтяное хозяйство.-1990.- №3.- С. 24-27.

71. Вейцер Ю.И., Минц Д.М. Высокомолекулярные флокулянты в процессах очистки природных и сточных вод.- М.: Стройиздат, 1984.- 200 с.

72. Oil well treating method and composition: Пат. 4462718 США /Н.С.Мс-Laughlin, B.E.Hall.- Опубл. 31.07.84.

73. Бабенков Е.Д. Очистка воды коагулянтами.- М.: Наука, 1977.- 356 с.

74. Замена буровых растворов на нефтяной основе экологически более чистыми растворами на основе катионных полимеров //Защита от коррозии и охрана окружающей среды.- 1994.- № 8.- С. 22-27.

75. Good drilling results with cationic fluid //Ocean Industry.- 1992,- Vol. 27.-№3.- P.64.

76. Valenziano R., Bale P., Sketchier B. Cationic drilling fluid improves ROP in reactive formations Hemphill terry //Oil and Gas. J.- 1992,- Vol. 90.- № 23.- P. 6065.

77. Cationic polymer drilling fluid can sometimes replace oil-based mud // Ocean Industry.- 1992.- Vol. 27.- № 3.- P.61.

78. Polymeric drilling fluid: Пат. 579797 Австралия /G.M.Bol.- Опубл. 08.12.88.

79. Clay stabilizing composition for oil and gas well treatment: Пат. 5152906 США /W.C.Aften, R.K.Gabel.- Опубл. 06.10.92.

80. Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration: Пат. 5350740 США /A.D.Patel, H.C. McLaurine.- Опубл. 27.09.94.

81. Городнов В.Д., Артамонов В.Ю., Коновалов Е.А. Получение полимерных буровых растворов на основе КМЦ //Нефтяное хозяйство.- 1986.- № 1.-С. 25-28.

82. Process and agents for controlling the swelling of clays in the presence of sea-water and clay-based muds: Пат. 4666613 США /I.Shapira, I.Vincent, M.Marley etal.- Опубл. 19.05.87.

83. Ингибированный полимер-глинистый буровой раствор на основе реагента К-100 для бурения в глинисто-песчаном комплексе горных пород /В.Ю.Лищук, М.М.Акодис, В.В.Гричка и др. //Бурение и нефть.- 2003.- № 2 С. 18-21.

84. Меденцев С., Крецул В., Куксов В. «Силдрил» раствор на водной основе с ингибирующими способностями раствора на углеводородной основе //Технологии ТЭК.- 2003.- № 6,- С. 43-44.

85. Арсланбеков А.Р., Аханкин О.Б., Кошелев В.Н. Технико технологические показатели проводки пологих скважин с использованием ингибирующего бурового раствора «SILDRIL» //Сб. научн. тр. /ОАО НПО «Бурение».- Краснодар, 2004.- Вып. 11.- С. 60-72.

86. Complex inhibitor drilling mud for drilling deep wells in complicated conditions /B.A.Andreson, A.F.Maas, A.I.Penkov et al. //Petroleum Engineer.- 1999.-№8-P. 51-57.

87. Successfully drilled unstable formations /B.A.Andreson, A.F.Maas, O.G.Isaenco et al. // Hart's E&P.- 2001.- May.- № 71.- P. 71-73.

88. Рациональная технология применения зарубежных акриловых полимеров при бурении скважин на месторождениях Среднего Приобья /К.Ш.Овчинский, В.Н.Артемова, Д.Л.Мухин и др. //Тр./ВНИИБТ.- 1989.- Вып. 67.- С. 89-95.

89. Кошелев В.Н. Научные и методические основы разработки и реализации технологии качественного вскрытия продуктивных пластов в различных геолого-технических условиях: Дис. . д-р техн. наук.- Краснодар, 2004.- 403 с.

90. Potassium drilling mud: Пат. 0248495 ЕПВ /G.Radenti, S.Palumbo, G.Zucca.- 0публ.09.12.87.

91. Буровой раствор для бурения в обваливающихся породах и вскрытия продуктивных пластов: Пат. 2242492 РФ /И.Х.Фатхутдинов, Б.А.Андресон, Г.П.Бочкарев и др. Опубл. 20.12.04. - Бюл. № 35.

92. Голикова Н.А. Разработка полимерных комплексных реагентов для систем буровых растворов недиспергирующего типа: Дис. . канд. техн. наук.-Краснодар, 1992.- 197 с.

93. Kennedy G.L. Potassium-based drilling mud holds problem shale in tests //Oil and Gas. J.- 1973.- Vol.71.- № 31.- P. 110-112.

94. Mondshine T.C. Tests show potassium-mud versatility //Oil and Gas. J.-1974.-№ 16.- P.120-122.

95. Методика оценки ингибирующих свойств буровых растворов: РД 392-813-82 //ОАО «НПО «Бурение».- Краснодар, 1982.- 3 с.

96. Мухер А.А., Шакиров А.Ф. Геофизические и прямые методы исследования скважин. М.: Недра, 1992. - 336 с.

97. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. -М.: Недра, 1985. 310 с.

98. Антонов К.В., Лукманов P.P. Влияние полимерных буровых растворов на качество вскрытия продуктивных пластов и информативность геофизических исследований разреза скважин. Тюмень: ЗапСиббурНИПИ, 1996. - 59 с.

99. Шарипов А.У., Антонов К.В., Лукманов P.P. Разработка и применение полимерных растворов при бурении и заканчивании глубоких скважин. — Уфа: Тау, 2003.- 164 с.

100. Козяр В.Ф., Ручкин А.В., Яценко Г.Г. Геофизические исследования подсолевых отложений при аномальных пластовых давлениях. М.: Недра, 1983.-208 с.

101. Молчанов А.А. Измерение геофизических и технологических параметров в процессе бурения скважин. -М.: Недра, 1983. 189 с.

102. Методика контроля параметров буровых растворов: РД 39-00147001773-2004 //ОАО НПО «Бурение»/.В.И.Демихов Краснодар, 2004. - 136 с.

103. Инструкция по усовершенствованной технологии регулирования структурно — механических свойств утяжеленных буровых растворов: РД 39-0147009-704-87Р/Л. А.Свиридов- Краснодар, 1987.- 16 с.

104. Инструкция по рецептурам, технологии приготовления и химической обработке буровых растворов: РД 39 0147009 - 734 - 89 //ВНИИКР-нефть, ВНИИБТ /А.И.Пеньков, В.Н.Кошелев, М.И.Липкес - Краснодар, 1989. -212 с.

105. Инструкция по применению ингибирующего бурового раствора для бурения скважин в глинистых отложениях, ослабленных тектоническими нарушениями: РД 39-0147009-6.029-86 /А.И.Пеньков, Е.Ф.Филиппов Краснодар, 1986.-20 с.

106. Филиппов Е.Ф., Гаврилова Л.В., Пенжоян А.А. Выбор системы бурового раствора для бурения зон тектонически нарушенных горных пород // Сб. научн. тр./ОАО НПО «Бурение»: Совершенствование техники и технологии промывки скважин. Краснодар, 1988. - С. 35-38.

107. Буровой раствор: Пат. 1708823 РФ/А.И.Пеньков, Н.П.Левик, Е.Ф.Филиппов и др.- Опубл. 30.01.92 Бюл. № 4.

108. Пеньков А.И., Филиппов Е.Ф., Филиппов В.Ф. Выбор показателя фильтрации бурового раствора для условий высоких температур в целях предупреждения прихватов под действием перепада давления./ЭИ Бурение. 1985. -№5.-С. 13-16.

109. Пеньков А.И., Филиппов Е.Ф., Никитин Б.А. Методы регламентирования свойств буровых растворов для горизонтальных скважин//Сб. научн. тр./ ОАО НПО «Бурение». Краснодар, 1998. - Вып. 1. - С. 9-15.

110. Рябоконь С.А., Пеньков А.И., Кошелев В.Н., Расстегаев Б.А. Выбор бурового раствора и проектирование его свойств. // Сб. научн. тр./ ОАО НПО «Бурение». Краснодар, 2002. - Вып. 7. - С. 3-14.

111. Филиппов Е.Ф. Выбор критериев оценки консолидирующей активности буровых растворов для обеспечения устойчивости тектонически нарушенных и слабосвязанных горных пород// Сб. научн. тр. /ОАО НПО «Бурение».- Краснодар, 2004. Вып. 11. - С. 291-294.

112. Буровой раствор: Пат. 1451155 РФ/Е.Ф.Филиппов, А.И.Пеньков,

113. Н.П.Левик и др. Опубл. 1989. - Бюл. № 2.

114. Порошкообразный реагент для обработки буровых растворов на водной основе: Пат. 1765150 РФ/И.В.Чеников, Е.Ф.Филиппов, А.И.Пеньков и др. -Опубл. 1992. Бюл. № 36.

115. Реагент для обработки глинистых буровых растворов: Пат. 1645279 ■ РФ/Л.П.Вахрушев, Ю.Н.Мойса, Е.Ф.Филиппов и др. Опубл. 1991. - Бюл. №16.

116. Порошкообразный реагент для обработки буровых растворов: Пат. 1766938 РФ / А.И.Пеньков, Л.В.Гаврилова, Е.Ф.Филиппов и др. Опубл. 1992. -Бюл. № 37.

117. Итенберг С.С. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. — М., Недра, 1972. 312 с.

118. Инструкция по применению ингибирующего бурового раствора, обеспечивающего надежную интерпретацию результатов ГИС: РД 39-0147009701-87 Р/ А.И.Пеньков, Е.Ф.Филиппов, Н.П.Левик Краснодар, 1987. - 17 с.

119. Мнацаканян О.С., Таныгин И.А., Борисов А.В. Состояние нефтегазо-поисковых работ на шельфе Западной Арктики России// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2005. - № 3. - С. 13-14.

120. Инструкция по приготовлению и применению консервационной спецжидкости для морских скважин (КСЖ)/ А.И.Пеньков, Е.Ф.Филиппов -Мурманск, 1991. 8 с.

121. Филиппов Е.Ф., Морозов С.Ю., Чернов Д.В. Зарубежный опыт изоляционных работ в проницаемых пластах морских скважин с использованием полимерных тампонов перекрывателей // Сб. научн. тр./ ОАО НПО «Бурение». - Краснодар, 2004.-Вып. 11.-С. 122-130.

122. Инструкция по применению ингибирующего бурового раствора, обеспечивающего получение качественных материалов комплекса ГИС (ИРГИС для морского бурения): РД 39-0147009-726-88Р/ А.И.Пеньков, Е.Ф.Филиппов Мурманск, 1991.-21 с.

123. Филиппов Е.Ф. Разработка ингибирующих буровых растворов, обеспечивающих качественное выполнение ГИС в скважинах Арктического шельфа// Сб. научн. тр. / ОАО НПО «Бурение» Краснодар, 2004. - Вып. 11. - С. 282-290.

124. Филиппов Е.Ф., Нифонтов Ю.А., Николаев Н.И. Управление реологическими свойствами буровых растворов /Сб. научн. тр./ ОАО НПО «Бурение». Краснодар, 2004. - Вып. 12. - С. 83-95.

125. Отечественные полимеры для бурения и заканчивания нефтяных и газовых скважин/Ю.А. Нифонтов, Н.И.Николаев, Е.Ф.Филиппов и др // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2005. - № 3. - С. 26-29.