Разработка технологии сохранения устойчивости литифицированных глин на основе регулируемой кольматации

Деминская, Наталия Григорьевна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка технологии сохранения устойчивости литифицированных глин на основе регулируемой кольматации
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка технологии сохранения устойчивости литифицированных глин на основе регулируемой кольматации"

На правах рукописи

003457259

Деминская Наталия Григорьевна

Разработка технологии сохранения устойчивости нотифицированных глин на основе регулируемой кольматации

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 2

Ухта - 2008

003457259

Диссертация выполнена на кафедре бурения нефтяных и газовых скважин Ухтинского государственного технического университета.

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

кандидат технических наук, доцент

Уляшева Надежда Михайловна

доктор технических наук, профессор

Быков Игорь Юрьевич

кандидат технических наук Михеев Михаил Александрович

ООО «ПечорНИПИнефть»

Защита состоится 26 декабря 2008 г. в 10 часов на заседании Ученого совета Д.212.291.01 при Ухтинском государственном техническом университете по присуждению степени кандидата технических наук по адресу 169300 Республика Коми г. Ухта ул. Первомайская д.13.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Ухтинского государственного технического университета.

Автореферат размещен на сайте университета: www.ugtu.net Автореферат разослан «25» ноября 2008 г.

Ученый секретарь

кандидат технических наук, доцент д ^ уляшева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Сохранение устойчивости стенок скважины в процессе бурения является важной проблемой в системе мероприятий, направленных на улучшения качества строительства скважин и повышения его технико - экономических показателей (ТЭП) бурения.

Проблема сохранения устойчивости ствола становится наиболее актуальной при бурении в глинистых отложениях различной степени литификации, толщина которых в нефтегазовых регионах может достигать значительных величин. Так, например, на месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции мощность глинистых пород может достигать 2000 метров и более. И если управление свойствами слаболитифицированных увлажненных глинистых пород достаточно решено применением ингибирующих, недиспергирующих и полимерных буровых растворов в сочетании с оптимальной технологией бурения, то вскрытие слабоувлажненных литифицированных глин практически всегда сопровождается кавернообразованием и длительными проработками, снижение интенсивности которых возможно лишь повышением плотности, резким увеличением реологических характеристик и применением жестких ингибиторов. Повышение реологии, в свою очередь, ухудшает очистку забоя и снижает ТЭП бурения. Кроме того часто остается без внимания роль смазывающего эффекта жидких прослоек и капиллярного всасывания при контакте с буровым раствором в потере устойчивости.

В связи с вышесказанным, проблема сохранения устойчивости стенок скважины, сложенных литифицированными глинистыми породами, в настоящий момент продолжает оставаться актуальной.

Цель работы

Разработка комплекса мероприятий, обеспечивающих управление физико-химическим взаимодействием бурового раствора с литифицированными глинистыми породами.

Основные задачи исследований

Изучить особенности строения литифицированных глинистых пород и выявить основные физико-химические процессы при взаимодействии буровых растворов с глинистыми породами;

• провести экспериментальные исследования капиллярно-адгезионных процессов в массиве горной породы, контактирующей с буровыми растворами на водной основе;

• разработать технологические рекомендации к составам буровых растворов, направленных на сохранение устойчивости стенок скважины.

Научная новизна

• Установлено, что обработка буровых растворов электролитами, диссоциирующими на анионы большой молекулярной массы, снижает скорость капиллярной пропитки в 2 -3 раза и повышает коэффициент адгезионно-когезионного сцепления. При этом концентрация электролита не превышает 1 %;

• Установлено, что присутствие в буровом растворе солей поливалентных металлов, в отличие от хлоридов натрия и калия, способствует снижению капиллярного влагопереноса и усилению взаимодействия в литифицированной глинистой породе;

• Определено, что использование в литифицированной глинистой породе в качестве ингибирующей добавки хлорида калия (1-5 %), ускоряет процесс их разрушения.

Основные защищаемые положения

• Результаты аналитических исследований, которые позволили выявить возможность управления диаметром скважины за счет усиления адгезионных процессов в массиве горных пород;

• Результаты экспериментальных исследований гидратационных процессов в уплотненных глинистых породах, которые позволили определить наиболее эффективные добавки, которые повышают адгезионное сцепление в литифицированных породах и снижают их капиллярное увлажнение;

• Технология приготовления и регулирования свойств буровых растворов с адгезионно-активными добавками и результаты промысловых испытаний, подтверждающих ее эффективность.

Практическая значимость

Разработанные рекомендации по составу адгезионно-активных добавок и технология буровых растворов позволят повысить ТЭП бурения и обеспечить качественную проводку скважины в сложных горно-геологических условиях.

Методика исследования адгезионных процессов с использованием кернового материала и искусственных образцов, имитирующих мергель и аргиллитоподобные глины, позволит обоснованно выбирать ингибирующие и кольматирующие добавки к буровым растворам.

Реализация результатов работы

месторождений» (ЗАО «Байтек-Силур») и "Буровые растворы с

адгезионно-активными добавками для предупреждения обвалообразований в литифицированных породах" (ООО «Севергазпром»).

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на Всероссийской научной конференции ученых и студентов «Нефтегазовые и химические технологии» (г. Самара, 2001 г.), Межрегиональных молодежных конференциях «Севергеоэкотех» (г.Ухта, 2001, 2002, 2003 г.г.), Всероссийская конференция «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы. Нефть и газ Европейского Северо-востока» (г. Ухта, 2003 г.), научно технических конференциях преподавателей и сотрудников УГТУ (г. Ухта, 2004 - 2008 г.г.).

По теме диссертации опубликовано 10 работ.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, 5 глав, заключения, списка литературы из 101 наименования и 2 приложений, содержит 136 страниц текста, включая 25 рисунков и 10 таблиц.

Благодарности

Автор выражает искреннюю благодарность своему научному руководителю кандидату технических наук, доценту Уляшевой Надежде Михайловне за оказание огромной помощи и постоянный контроль на всех этапах научно-исследовательской работы.

Автор признателен коллективу кафедры бурения УГТУ за понимание и помощь при работе над диссертацией, и лично Ю.Л. Логачеву.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении изложена актуальность диссертационной работы.

В первой главе представлена характеристика глинистых пород в целом и влияние их свойств (дисперсности, пластичности, обменного комплекса) на устойчивость стенок скважины. Основное внимание уделено строению литифицированных глинистых пород. Рассмотрены физико-химические процессы в скважине при вскрытии глин различной степени литификации. Обоснованны цели и задачи исследований.

Значительный вклад в изучение процессов в потенциально неустойчивых породах внесли Ахмадеев Р.Г., Ангелопуло O.K., Аветисян Н.Г., Белов В.П., Быков И.Ю., Городнов В.Д., Грей Дж., Дарли Г.С.Г., Жигач К.Ф., Мавлютов М.Р., Сеид-Рза М.К., Михеев

В.Л., Яров А.К., и др. В настоящее время нет общепризнанного представления о механизме нарушения устойчивости стенок скважины. Отдельные исследователи причиной кавернообразования в глинистых породах считают механическое (силовое) воздействие колонны бурильных труб на стенки скважины. Однако большинство относят к основным факторам потери устойчивости глинистых пород - характер напряженного состояния пород, их физико-химическое взаимодействие с промывочной жидкостью (фильтратом), механическое воздействие бурильного инструмента - в любом их сочетании. В связи с особенностями строения и минерального состава литифицированных глинистых пород, устойчивость, особенно при больших углах падения пластов, по мнению ряда исследователей, обусловлена, в основном, силами трения между частицами породы

Значительное количество работ посвящено проблеме изучения взаимосвязи напряженного состояния горных пород, плотности промывочной жидкости и устойчивости стенок скважины. Однако они не дают однозначного решения проблемы путем уменьшения или увеличения плотности. Так, например, М.К. Сеид-Рза и другие экспериментально показали, что снижение бокового давления (вследствие повышения удельного веса промывочной жидкости) способствует хрупкому разрушению стенок скважины, а его увеличение (вследствие снижения удельного веса промывочной жидкости) ведет к преобладанию пластических деформаций и смещению пород в ствол скважины. В то же время, практика бурения показала, что решение проблемы предотвращения осыпей и обвалов горных пород повышением плотности зачастую приводило к поглощениям, а также газонефтепроявлениям, вызванным гравитационным замещением пластового флюида тяжелым буровым раствором.

В последние годы для управления устойчивостью ствола скважины используют специальные технологии буровых растворов, оказывающие воздействие на породу, иногда одновременно с изменением плотности промывочной жидкости. При этом химическая обработка направлена на сохранение влажностного баланса в глинистых породах или, по крайней мере, на снижение интенсивности влагопереноса.

В свою очередь изменение влажностного баланса в массиве горной породы вызвано не только фильтрацией (в трещиноватых и слоистых литифицированных глинах), но и такими физико-химическими процессами как смачивание, диффузия и осмос, адсорбция и катионный обмен.

На возможное влияние осмоса, как на одну из причин обвала пород, ранее указывал В.Ф. Роджерс. П.М. Люкшин, М.О. Канаренштейн и В.П. Смирнов путем лабораторных опытов

установили, что глины и аргиллиты подвергаются разрушению и осыпанию в минерализованной пластовой воде позже, чем в пресной воде в 1,8-3,2 раза. Следовательно, использование промывочной жидкости, близкой по своему солевому составу к пластовым глинам, позволит значительно уменьшить действие осмотического давления и сохранить целостность породы на стенках скважины. Однако диффузионно-осмотические процессы при взаимодействии пород с буровым раствором имеют место при достаточной увлажненности глинистых пород.

Одной из причин разупрочнения неувлажненных или слабоувлажненных литифицированных глинистых пород можно рассматривать процессы капиллярного всасывания.

Капиллярное перемещение фильтрата бурового раствора приводит к возникновению дополнительного расклинивающего давления, вызванного поверхностными силами, а также уменьшает силы сцепления в горной породе. Капиллярные процессы и связанное с ним увлажнение пород, могут оказаться причиной в дальнейшем диффузионно-осмотических перетоков, что усиливает процессы разупрочнения. В связи с этим возможными решениями проблемы вскрытия слоистых и трещиноватых глинистых пород является кольматация стенок скважины и усиление адгезионных взаимодействий в массиве.

Во второй главе рассмотрены основные устройства и методики экспериментальных исследований. Анализ методов оценки изменения состояния глинистых пород показал, что, как правило, изучают их набухание в различных средах. Однако, характер взаимодействия зависит не только от вещественного состава породы, но и от степени метаморфизации. Набухание, как правило, встречается при взаимодействии бурового раствора с пластичными неметаморфизованными глинами. Литифицированные глинистые породы в результате процессов диагенеза совсем потеряли эту способность. В связи с этим, нарушения устойчивости могут быть с набуханием или без набухания глин.

В связи с вышесказанным для обоснования технологии вскрытия неустойчивых уплотненных глин, характеризующихся слоистостью, трещиноватостью и пониженной влажностью, необходим комплекс исследований, который позволит оценить и кольматирующую способность буровых растворов. В работе этот комплекс включает:

исследование набухания глинистых пород различного вещественного состава с помощью тестера продольного набухания в динамическом режиме с компактором фирмы ОР1ТЕ;

оценка капиллярного влагопереноса на капилляриметре, разработанном на кафедре бурения УГТУ;

- определение изменения сил сцепления с использованием пары трения на приборе ВСВ-25.

Для оценки влияния различных добавок на набухание глинистых пород различного вещественного состава были проведены исследования с использованием тестера продольного набухания в динамическом режиме фирмы ОР1ТЕ. Исследование набухания проводилось на образцах различного вещественного состава имитирующих слаболитифицированные и литифицированные глины, а также подсолевые терригенные породы: глинопорошок; глинопорошок и песок (в соотношении 6:4); глинопорошок, песок и соль (в соотношении 6:4:1). Образцы готовились с использованием компактора фирмы ОР1ТЕ при давлении 4,1 МПа в течение 30 минут.

Поскольку важную роль, по нашему мнению, в разупрочнении литифицированных «сухих» глинистых пород играет капиллярный влагоперенос, то основной объем работ проведен с использованием лабораторного прибора для изучения капиллярной пропитки -капилляриметра (рис. 1), в котором используют искусственные образцы, получаемые нанесением порошкообразных материалов, имитирующих породу, на бумажный фильтр. При этом формирование образца заключается в постепенном осадконакоплении на бумажном носителе в процессе седиментации дисперсной фазы из разбавленных суспензий.

Исследование заключается в определении скорости увлажнения образца испытуемой жидкостью, помещенной в капилляр. Метод практически исключает влияние гидростатического давления на увлажнение образца и позволяет качественно оценить увлажнение образца при использовании различных буровых растворов.

Ь1

ч\ЧЧ\ЧЧх\Ч^

Рисунок 1. - Капилляриметр 1 - капилляр, 2 - буровой раствов, 3- крышка с отверстием, 4 - образец горной породы, 5 - подложка

Как уже упоминалось ранее, нарушение устойчивости литифицированных глинистых пород на стенках скважины зависит от наличия в породе объемной сети трещин, происхождение которых может быть как естественным (в результате геологических процессов осадконакопления, метаморфизма и др.), так и искусственным (под действием бурильного инструмента). Именно эти трещины и являются плоскостями скольжения породы при проникновении по ним бурового раствора.

Для решения намеченных задач, проверки рабочей гипотезы о значительной роли сил адгезионно-когезионного сцепления в сохранении устойчивости литифицированных глин и разработки технологических рекомендаций был использован прибор ВСВ-25, который предназначен для оценки коэффициента трения между металлическими пластинами. Замена металлических пластин на образцы горных пород (керновый или искусственный материал) позволяет оценить коэффициент сцепления в паре «порода-порода». При помощи имитации простейшей трещины на приборе ВСВ-25 можно спрогнозировать внутреннее сцепление в массиве горной породы при использовании различных буровых растворов. Образцы готовились из плотного аргиллита и цементно-глинисто-песаной смеси при соотношении цемент: гидрослюдистый глинопорошок: песок - 3:8:3.

В третьей главе рассмотрены современные направления в технологии ннгибирующих буровых растворов и опыт их использования на месторождениях Тимано-Печорской

нефтегазоносной провинции.

Основным направлением ингибироваиия буровых растворов в настоящее время является применение силикатов, хлоридов калия и натрия как в стабилизированных глинистых, так и в малоглинистых системах.

Анализ показал, что Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция не является исключением. Для анализа использования ннгибирующих буровых растворов на площадях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции использованы фактические материалы, полученные при бурении скважин с использованием различных технологий и промывочных агентов на Кыртаельском, Южно-Лыжском, Северо-Кожвинском и Южно-Кыртаельском месторождениях.

При бурении разведочных и эксплуатационных скважин на Южно-Лыжском месторождении, отмечается что интенсивное кавернообразованне отмечается в интервале 1260-2400 м. Интервал представлен аргиллитоподобными глинами, мергелями и алевролитами. При проводке скважин применялись различные системы: хлоркалиевый глинистый раствор (скв. №№ 15, 23, 25, 104), хлормагниевый (скв. №24), полимеркалиевый (скв. № 22),

пресный стабилизированный (скв. №21). Ни один из вышеперечисленных типов буровых растворов не позволил предотвратить интенсивное кавернообразование (коэффициент кавернозности составлял 1,5-2,8).

На Кыртаельском и Южно-Кыртаельском месторождениях осложненный интервал представлен, как и на всех месторождений Печоро-Кожвинского мегавала, переслаиванием мергелей, аргиллитоподобных глин, глинистых известняков, глинистых алевролитов и алевролитистых глин. Анализ материалов бурения (с 1990 г.) показал, что при бурении эксплуатационных скважин использовались: полимер-солевые растворы, в которых роль твердой фазы играла, в основном, выбуренная порода, а плотность фильтрата достигала 1100 - 1150 кг/м3 (в качестве минерализатора использовались многотоннажные промышленные калийсодержащие отходы); ингибирующие хлоркалиевые растворы с содержанием хлорида калия 5-10 % и обработанные полиакрилатами, КМЦ и полианионной целлюлозой. Тем не менее при длительных остановках циркуляции или замедлении темпа углубления скважины, или уменьшении рейсовой проходки ствол скважины осложнялся и коэффициент кавернозности в аргиллитах мог достигать 1,8 и более.

При бурении разведочных скважин на Ссверо-Кожвинском месторождении наибольшую опасность с точки зрения потери устойчивости, каверно- и желобообразования представляют отложения верхнего девона в интервале 880 - 1710 м, сложенные лигифицированными глинистыми породами, процентное содержание которых в интервале составляет более 75 %. Используемый на скважинах №№ 11,12 малоглинистый буровой раствор, содержащий в своем составе бентонит, ЭКОПАК, ХВ-полимер, хлорид калия, кальцинированную и каустическую соду. IKLUBE и другие материалы (плотность - 1220 кг/м1, условная вязкость - 50 - 68 е., показатель фильтрации 6 6,4 см730 мин., толщина

фильтрационной корки - 0,6-0,8 мм, C1IC за 1/10 минут - 30/120 дПа.), что не предотвратило указанные выше осложнения, принявшие катастрофический характер.

Мы считаем, что основной причиной обвало- и кавернообразования на рассматриваемых месторождениях является снижение взаимодействия между агрегатами в массиве породы. Фильтрат бурового раствора или сам раствор, проникая в пласт по системе микро- и макротрещин, снижает сцепление между контактирующими поверхностями. Снижение интенсивности капиллярных процессов можно достичь, добавляя в состав раствора адгезионные кольматирующие добавки, которые позволят не только закупорить поры и трещины, но и усилят сцепление между агрегатами в массиве породы.

Четвертая_глава посвящена экспериментальным

исследованиям устойчивости глин в среде буровых растворов, в том числе с адгезионно-активными добавками.

Исследования проводились с использованием приборов и методик, представленных во второй главе.

В качестве основной среды был выбран полимерглинистый раствор. Это объясняется следующими причинами:

• низкое содержание твердой фазы улучшает технико-экономические показатели бурения и, следовательно, снижает время контактирования горных пород с водными системами;

• присутствие глинистой фазы повышает кольматирующую способность бурового раствора и возможность поддержания структурных характеристик в кавернозных интервалах;

• полимерные реагенты линейного и слаборазветвленного строения (особенно полиакриламиды), наряду с коллоидной глинистой фазой, обладают относительно хорошей кольматирующей способностью.

В качестве ингибирующих добавок при исследовании набухания использованы хлорид калия, полигликоль, жидкое стекло, хлорид магния. При этом три последние добавки обладают и кольматирующей способностью. Результаты исследования набухания пород в среде буровых растворов представлены на рисунках 2-4.

Анализ лабораторных исследований подтвердил, что интенсивность и характер набухания зависят от состава глинистых образцов и вида ингибитора в полимерглинистом буровом растворе.

Исследования показали, что присутствие в глинистых породах песка или песка с одновременным повышением минерализации снижает величину набухания. Это связано как с уменьшением количества глинистой фазы, так и кольматирующей способностью реагентов и материалов при повышении проницаемости образцов. Так, например, минерализованные глинисто- песчаные образцы увеличиваются в объеме в первые 20-40 минут контакта с буровыми растворами (Рис. 4), затем процесс набухания завершается, что объясняется наличием в образцах кристаллов хлорида натрия, которые при контакте с водными фильтратами частично растворяются.

Исследования показали, что из всех исследованных реагентов наиболее слабые ингибирующие способности проявляет хлорид калия. Это связано с высокой скоростью проникновения иона калия, снижением вязкости фильтрата и, следовательно, ускорения процесса увлажнения. При этом обменные реакции не вносят существенного вклада в снижение интенсивности набухания.

время, мин.

Рисунок 2. - Набухание глинистых образцов 1 - 0,3 % хлорида магния, 2 - 3 % полигликоля, 3 - 3 % жидкого стекла, 4 - полимерглинистый раствор, 5 - вода, 6 - 3 % хлорида калия

время, мин.

Рисунок 3. - Набухание минерализованных глинисто-песчаных образцов 1- 3 % полигликоля, 2 - 0,3 % хлорида магния, 3 - полимерглинистый раствор, 4 - 3 % жидкого стекла, 5 - 3 % хлорида калия, 6 - вода.

О 20 40 60 80 100 120

время, мин.

Рисунок 4. - Набухание глинисто-песчаных образцов 1 - 0,3 % хлорида магния, 2 - 3 % полигликоля, 3 - 3 % жидкого стекла, 4 - полимерглинистый раствор, 5 - 3 % хлорида калия, 6 - вода

Определенный вклад в снижение интенсивности процессов набухания вносит присутствие полимерных реагентов в следствие адсорбции полимеров на поверхности образцов и образования полимерглинистой пленки, препятствующей контакту образцов с водной фазой бурового раствора.

Хорошие результаты показала обработка жидким стеклом и полигликолем. Оба реагента являются достаточно сильными гидрофобизаторами и обладают достаточно высокой молекулярной массой, что и привело к уменьшению величины набухания по сравнению с исходным полимерглинистым раствором.

Степень набухания уплотненных глин в значительной степени снижается при обработке бурового раствора хлоридом магния при концентрациях не превышающих 0,3 % мае. Это можно объяснить тем, что данное соединение относится к гидролизуемым соединениям, которые в щелочной среде образуют сложные анионы и катионы. Эти соединения совместно с полимерами уменьшают поверхностную гидратацию за счет эквивалентной адсорбции, капсулирования глин полимерами, гидрофобизации глинистых минералов, образования в микротрещинах и порах конденсацоинно-кристализационной структуры.

В экспериментах по капиллярному всасыванию были исследованы «классические» рецептуры ингибирующих растворов и

более 70 составов полимерных малоглинистых и безглинистых буровых растворов. Кроме ингибирующих добавок были исследованы комбинированные реагенты и материалы. Это обусловлено следующими предпосылками:

• новая фаза, конденсированная в ходе химических реакций, обладает лучшей кольматирующей способностью и высокой адгезионной способностью в момент образования;

• смешивание нефти с сульфатами и хлоридами поливалентных металлов обеспечивает образование новой фазы, состоящей из нафтенатов соответствующих ионов, которые обладают высокой адгезионной способностью. Что установлено исследованиями Ахмадеева Р.Г., Карабалина У.С., Зозули В.П.. Но исследования проводились только для ингибирующих и соленасыщенных растворов;

• промысловые и экспериментальные исследования, проведенные на кафедре бурения Куваевым И.В., показали возможность кольматации газовой сажей, А так как целью этих исследований являлась отработка смазочных композиций, то способность сажи кольматировать пористую среду осталась без особого внимания.

Результаты исследований представлены в таблице 1 и на рисунках 5-7.

При сравнительном анализе промывочных суспензий стандартного состава можно отметить, что их кольматирующая способность зависит не столько от показателя фильтрации, сколько от химического состава фильтрата, а по интенсивности воздействия на скорость капиллярной пропитки их можно выстроить в следующий ряд (по убывающей): силикатный, силикатный полимерный, гипсовый, хлоркальциевый, полимер-калиевый, лигносульфонатный, полимерный пресный, хлоркалиевый, полимер-солевой, пресный.

Присутствие в буровых растворах силикатных реагентов (жидкого стекла) всегда приводит к снижению интенсивности капиллярной пропитки, что связано с силикатизацией поверхности глинистых частиц или образованием нерастворимых соединений на карбонатной поверхности. И то, и другое приводит к конденсации нерастворимых соединений и кольматации порового пространства. Усиливает кольматацию и присутствие поливалентных солей. Достаточно слабыми кольматирующими свойствами обладают хлоркалийсодержащие промывочные жидкости, что связано со специфичными свойствами иона калия. В связи с вышесказанным и опытом использования хлоркалиевых буровых растворов в интервалах литифицированных глинистых пород можно сделать вывод о неэффективности их применения для предупреждения кавернообразования в таких отложения.

Таблица 1. - Составы и свойства буровых растворов

Состав раствора, % масс. Основные технологические Радиус

свойства капиллярной

Плот- У.В., Фзо, Твердая пропитки

ность сск. см3 фаза,% через 5 мин.,

кг/м3 см

1 2 3 4 5 6

1. Гипсовый: 1080 40,0 12,0 12,5 1

глинопорошок-6, пгпс-!,нзвесть-0,1, КССБ-2,

КМЦ-0,3, пеногаситель,

мел

2. Хлоркалисвый: 1080 40.0 13,0 12,0 3,6

глинопорошок-6. хлорид калия-5, КОН-1, КМЦ-0,2,

КССБ-2,5, мел

3. Минерализованный: 1080 42,0 10,5 12,5

глинопорошок-6, хлорид

натрия-5,

кальцинированная сода-

1,5, КССБ-3,КМЦ-0,5, мел

4 Силикатный: 1080 25,0 10.0 12,5 0,9

г;пшопорошок-6, жидкое

стекло-3, УЩР-2,мел

5. Хлоркальцисвый: 1080 43,0 11.0 12,5 О.1)

глииопорошок-6, хлорид

кальция-0,7, известь-0,5,

КМЦ-1, КССБ-3,мел

6. Полимер-солевой: 1220 18,0 10,0 3,0 3,6

МИН-18, ПАЛ-0,3, ОЭЦ-

0,5, КССБ-3,

кальцинированная сода-

0.5

7. Пресный: 1080 29,0 9,5 7,5 3,5

глинопорошок-7, КМЦ-

0,1, УЩР-1,5

8.Полимерный. ПАЛ 1080 20,0- 6,0- 13,0 0,8

(гипан, сампан. ВГ1РГ, 28,0 9,5

ПЛП)-0,05-0.2,

КМЦ(РАС)-0,1 (0,05),

ингиби гор-0-1, мел

9.Л игносульфопа тый: 1075 32,0 8,5 11,5 1.2

глинопорошок-10, КССБ-

3, КМЦ-0,3, каустическая

сода- 0,1

Экспериментальные исследования показали, что в той или иной степени кольматирующей способностью обладают все испытуемые жидкости, по сравнению с глинистой суспензией и водой.

Это можно объяснить, в первую очередь, присутствием полимерных реагентов, которые модифицируют поверхность каналов. При этом образуется полупроницаемая мембрана с высокой осмотической активностью, способная задерживать не только твердую фазу, но и крупные молекулы и ионы растворенных в воде реагентов.

О 0.5 I 1.5 2 2.8 3 3,5 1 4,5 5

концентрация, %

Рисунок 5 - Влияние жидкого стекла на скорость капиллярной пропитки 1 - 0,3 % хлорида магния, 2 - 0,3 % сульфата алюминия, 3 - 1 % полигликоля, 4 - 3 % хлорида калия

Скорость капиллярной пропитки при обработке жидкик стеклом снижается вследствие адсорбции на поверхности капало) значительных по размерам силикатных анионов (Рис.5). Однакс содержание жидкого стекла не должно превышать 10 % дл> предупреждения чрезмерного загущения раствора.

Снижение интенсивности капиллярной фильтрации пр( обработке раствора 1^СЬ происходит за счет конденсирование нерастворимых карбонатов и гидроокиси магния. Аналогичо механизм снижения скорости капиллярного влагопереиоса пр} обработка бурового раствора сульфатом алюминия (Рис. 6).

Снижение радиуса капиллярной пропитки при обработк1 бурового раствора сажей и комбинированными добавками сажи сульфонола объясняется в основном механической кольмагацие) порового пространства сажей. Кроме того, сульфонол являете поверхностно-активным веществом, а гидрофобизация порово) поверхности способствует снижению капиллярного всасывания.

Рисунок б.- Влияние сульфата алюминия на скорость капиллярной пропитки 1 % каустической соды, 2 -1 % каустической соды + 1 % нефти, 3 -1 % кальцинированной соды, 4 - 1 % кальцинированной соды + 1 % нефти 0,012

0,01

0,008

Й 0,006

о *

0.004 0,002

0 0,5 1 1,5 2 2.5 3 3,5 4 4,5 5

концентация, %

Рисунок 7. - Влияние обработки полигиколем, ДАМФ и хлоридом калия на скорость капиллярной пропитки 1 - диамонийфосфат (ДАМФ, 2 - полигликоль, 3 - полигликоль + 3 % хлорида калия, 4 - хлорид калия

Присутствие полигликоля в составе бурового раствора, как видно из полученных зависимостей, практически всегда снижает интенсивность капиллярной пропитки (Рис. 7). Хлорид калия, наоборот, практически не снижает радиус и скорость капиллярной пропитки.

Компонентный состав при оценке влияния буровых растворов на адгезионное взаимодействие в породе растворов выбран на основе результатов капиллярных исследований по критерию минимальной величины капиллярной пропитки. Составы испытуемых растворов и результаты исследований (при максимальной контактной нагрузке) представлены в таблице 2. Кроме того, были испытаны и буровые растворы, составы которых представлены в таблице 1.

На рис.8 показано изменение коэффициента адгезионного сцепления в среде буровых растворов различного компонентного состава. При этом вертикальная нагрузка изменялась от 2,5 до 10 кН. Наименьшее влияние на коэффициент сцепления оказывает слабоминерализованный и хлоркалиевый буровые растворы.

Вертикальная нагрузка, кН Рисунок 8. - Зависимость коэффициента сцепления от вертикальной нагрузки в паре порода-порода в среде буровых растворов различного компонентного состава: 1 - силикатный; 2 - гипсовый; 3 -слабоминерализованный; 4 - полимерный раствор + ДАМФ; 5 -хлоркалиевый; 6 - хлоркальциевый.

Из широко используемых ингибирующих буровых суспензий наибольшей адгезионной активностью обладают гипсовые, силикатные и хлоркальциевые растворы, способные к формированию конденсационно-кристаллизационных структур в призабойной зоне пласта. Пресные полимерные растворы, благодаря хорошим

смазочным свойствам, снижают коэффициент сцепления почти также эффективно как нефтесодержащие добавки.

Результаты эксперимента показывают, что базовый полимерный раствор незначительно увеличивает силы сцепления (табл.2). Это связано с тем, что полимерные реагенты при низких концентрациях (менее 1 %) обеспечивают смазывающий эффект. А при увеличении их концентрации свыше 1 % проявляется «склеивающий» эффект за счет образования полимерных пленок с высокой адгезионной способность.

Таблица 2- Составы буровых растворов и результаты адгезионных

исследований

Состав раствора Коэффициент адгезионного сопротивлния, Кас

1 2

Вода 0.361

Вода + глинопорошок 10 % 0.353

Глинопорошок - 2%; ПАА - 0.5 КМЦ - 1 % (Базовый 1) 0.306

Базовый 1 + МйС12 - 0.1 % 0.356

Базовый 1 + - 0.1 % + ИаОН 1 % 0.407

Базовый 1 + \lgCl2 - 0.1 % + ]Ча2СОз 1 % 0.345

Базовый 1 + МяС12 - 0.1 % + КаОН 1 % + нефть 1 % 0.461

Базовый 1 + А12(804)3 - 0.1 % + ИаОН - 1 % 0.280

Базовый 1 + А12(804)з - 0.1 % + Ма2С03 - 1 % + нефть - 1 % 0.331

Базовый 1 + жид. стекло - 1 % + №^С12 - 0.3 % 0.358

Базовый 1 + жид. стекло - 1 % + А12(804)з - 0.3 % 0.397

Базовый 1 + сажа - 0.5 % 0.330

Базовый 1 + сажа - 0.5 % + сульфонол - 1 % 0.242

Базовый 1 + жидкое стекло - 3 % + полигликоль 3 % 0.386

Базовый 1 + полигликоль 3 % 0.321

Базовый 1 + КС1 - 3 % 0.310

Базовый 1 + КС1 - 3 % + полигликоль 3 % 0.302

Базовый 1 + КС1 - 3 % + жидкое стекло 5 % 0.379

Базовый 1 + ДАМФ- 0,5 % 0.381

Базовый 1 + ДАМФ- 0,5 %+ жидкое стекло-1 % 0.401

Базовый 1 + ДАМФ - 1 % + сульфат алюминия -0,1% 0.397

Однако обработка полимерного раствора нефтью совместно с солями поливалентных металлов не снижает, а напротив увеличивает силы сцепления в массиве горных пород. Это связано с тем, что нефть является сложным многокомпонентным раствором, в состав которого входят нафтеновые кислоты, а при их взаимодействии с

солями поливалентных металлов образуются кольматирующие вещества с высокой адгезионной способностью, усиливающие силы сцепление в массиве горных пород. Что подтверждается исследованиями Р.Г. Ахмадеева и У.С. Карабалина.

Таким образом, на основе проведенного комплекса исследований можно сделать вывод, что при бурении в литифицированных глинистых породах целесообразно применять следующую обработку полимерных и малоглинистых буровых растворов: 3 % жидкого стекла + 3 % полигликоля или 1% жидкого стекла + 0,3 % сульфата алюминия, 0,5% ДАМФ и 0,5 % жидкого стекла, 0,5 % ДАМФ + 0,1 % сульфат алюминия, 0,1 % хлорида магния и 1 % кальцинированная сода.

В пятой главе даны технологические рекомендации по составам буровых растворов для вскрытия литифицированных глинистых пород и результаты промысловых испытаний.

Как отмечалось в предыдущих главах, учитывая положительное влияние растворов с низким содержанием твердой фазы на технико-экономические показатели бурения и результаты собственных исследований, в частности, относительный (по отношению к пресной воде) коэффициент адгезионно-когезионного сцепления (Кот) в качестве базовой системы был принят полимерный буровой раствор на основе акриловых полимеров, содержащий высокоэффективный органический стабилизатор, обеспечивающий сохранение седиментационной устойчивости системы как при обработке специальными адгезионно-активными добавками, так и в процессе углубления скважины. Составы предлагаемых растворов представлены в таблице 3.

Технологическое отличие предлагаемых составов заключается в дополнительной обработке адгезионной добавкой. При этом:

- Если в качестве адгезионно-активной добавки планируется использовать диаммонийфосфат, то обработка полимер-глинистой системы осуществляется по циклу циркуляции водным раствором (8%-ным) или в товарном виде в зависимости от реологических свойств исходной системы и состава циркуляционной системы.

Если предполагается использовать комбинированную адгезионно-активную добавку, то предпочтительнее смешивать компоненты перед непосредственной обработкой бурового раствора в количествах, определенных рецептурой. При отсутствии специальной емкости с механическим или гидравлическим перемешивателем и дозирующим устройством реагенты, входящие в состав этой специальной добавки, можно вводить раздельно. При такой раздельной первичной обработке необходимо соблюдать определенную последовательность ввода химических реагентов.

Таблица 3 - Составы и свойства буровых растворов

Состав раствора, кг/м3 Основные технологические свойства

Плотность кг/м3 У.В.,с Фзо, см3 сне 1/ю> Па

1 2 3 4 5

1.Глинопорошок - 20, NaOH - 1, ПАА -5, органический стабили-затор (О.С.) - 10, ДАМФ - 5, утяжелитель (барит, мел и т.п.) 1030 -1850 28,0 -55,0 6 - 10 2,5 - 5,0/ 3,0 - 6,0

2. Глинопорошок - 20, ПАА -5, О.С. - 10, ДАМФ - 5 и жидкое стекло -5 1030 -1850 30,0 -50,0 6 - 8 3,0 - 5,0/ 4,0 - 6,0

3. Глинопорошок - 20, NaOH - 1, ПАА -5, О.С. - 10, ДАМФ - 5, сульфат алюминия - 1, утяжелитель 1030 -1850 30,0 -50,0 8 - 10 2,5 - 5,5/ 3,8 - 7,6

4. Глинопорошок - 20, ПАА - 5, О.С. - 10, жидкое стекло -30 и полигликоль - 30 1030 -1850 30,0 -50,0 6 - 8 3,0 - 5,0/ 4,0 - 6,0

5. Глинопорошок - 20, ПАА -5, О.С. - 10, хлорид магния -1 и кальцинированная сода -10 1030 -1850 30,0 -50,0 8 - 10 2,5 - 5,5/ 3,8 - 7,6

Примечания: - ПАА: DK-drill, А1-30 и другие; - стабилизатор: КМЦ, РАС и другие.

Использование специальных буровых растворов, имеющих определенное назначение и состоящих из значительного количества компонентов, требует разработки параметров управления технологическими свойствами.

Нами на основе промысловых, лабораторных и аналитических исследований предлагается технология управления свойствами бурового раствора на основе управляющих параметров, которые включают: относительные плотность р0= р/рисх ; пластичесхая вязкость 7]а = r¡/r¡ucx ; показатель фильтрации В„ = В/Висх и капиллярная фильтрация Vxo = VK/VK исх .

Относительные параметры - это отношение текущих значений каждого из технологических свойств к исходным (свежеприготовленного раствора). Регулирующие параметры выбраны на основе экспериментально-промысловых исследований и обусловлены тем, что они наиболее полно оценивают интенсивность и направленность физико-химических процессов в буровых растворах. Технология управления качеством бурового раствора и

сохранения устойчивости стенок скважины использованы в технологических регламентах.

Составы буровых растворов с адгезионно-активными добавками ДАМФ - 0,5 % + жидкое стекло -0,5 % и жидкое стекло - 3 % + полигликоль - 3 % прошли промысловые испытания на Кочмесском месторождении (скв. № 100), Кыртаельском (скв. №№ 240,243) и Северо-Кожвинском (скв. № 208) месторождениях предприятий ООО СБК «Арктика» и ЗАО «ЭкоАрктика» . В результате промысловых испытаний полимерглинистого раствора с различными адгезионно-активными добавками подтверждена эффективность разработанной технологии и предложенных добавок, позволивших снизить на 10 % время на проработку и промывку скважины и повысить рейсовую скорость проходки на 14 %.

Основные выводы:

1. Основной причиной разупрочнения малоувлажненных литифицированных глинистых пород, вследствие особенностей строения в результате процессов метаморфизации и диагенеза, являются капиллярные процессы, которые могут в дальнейшем привести к дифффузионно-осмотическим перетокам, и, таким образом, стать причиной расслаивания и осыпания пород;

2. Экспериментально и аналитически установлено, что скорость увлажнения пород зависит от регулируемо-кольматирующих свойств буровых растворов, которые обеспечиваются обработкой кольматирующей добавкой. К таким добавкам относятся обработки 0,1 % хлорида магния + 1 каустической соды + 1 % нефти, 3 % жидкого стекла + 3 % полигликоля или 1% жидкого стекла + 0,3 % сульфата алюминия, ДАМФ - 0,5 % и жидкого стекла - 0,5 %, ДАМФ - 0,5 % + сульфат алюминия - 0,1 %, которые снижают интенсивность капиллярных процессов и усиливают адгезионной взаимодействие в массиве породы;

3. Экспериментально установлено, что снижение интенсивности капиллярных процессов возможно при использовании безнефтяных добавок, таких как 3 % жидкого стекла + 3 % полигликоля или 1% жидкого стекла + 0,3 % сульфата алюминия, ДАМФ - 0,5 % и

жидкого стекла - 0,5 %, ДАМФ - 0,5 % + сульфат алюминия - 0,1 %;

4. Установлено, что высокой кольматирующей способностью обладает новая фаза, которая образуется при совместной добавке хлорида магния и каустической соды, а также жидкого стекла и хлорида магния. А исследования по оценке фрикционных свойств растворов показали их высокую адгезионную способность;

5.Разработана технология буровых растворов с адгезионно-активными добавками, которая использована при разработке технологических регламентов Южно-Лыжского, Северо-Кожвинского, Кыртаельского месторождений.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих

работах:

1. Деминская, Н.Г. Использование ингибирующих буровых растворов для предотвращения обвалов в глинистых отложениях [Текст] / Н.Г. Деминская // Тез. докл. межрегион, молодежной конф. "Севергеоэкотех - 2001", УГТУ, Ухта, 2001 г., С. 63-64

2. Деминская, Н.Г. Влияние адгезионно-активных добавок на кольматацию трещиноватых пород [Текст] / Н.Г. Деминская // Тез. докл. Всероссийской научной конф. ученых и студентов "Нефтегазовые и химические технологии", СамГТУ, Самара, 2001 г., С. 13-14

3. Деминская, Н.Г. Разработка технологических приемов сохранения устойчивости литифицированных глин на основе теории регулируемой кольматации [Текст] / Н.Г. Деминская // Тез. докл. межрегион, молодежной конф. "Севергеоэкотех - 2002", УГТУ, Ухта, 2002 г.

4. Уляшева, Н.М. Полимерные растворы для бурения в осложненных условиях и вскрытия продуктивных пластов [Текст] / Н.М. Уляшева, Н.Г. Деминская, В.В. Дуркин, Е.Е. Патракова// Материалы Всероссийской конференции «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы. Нефть и газ Европейского Северо-Востока», Ухта, УГТУ, 2003 г., С. 240-242

5. Деминская, Н.Г. Разработка технологических приемов сохранения устойчивости литифицированных глинистых пород [Текст] / Н.Г. Деминская // Тез. докл. межрегион, молодежной конф. "Севергеоэкотех - 2003", УГТУ, Ухта, 2003 г.

6. Деминская, Н.Г. Оптимизация составов буровых растворов для бурения скважин в неустойчивых горных породах на площадях Печоро-Кожвинского мегавала [Текст] / Н.Г. Деминская И Тез. докл. научно-технической конференции преподавателей и сотрудников, УГТУ, Ухта, 2004 г., С. 145-146

7. Уляшева, Н.М. Разработка оптимизированного регламента промывки наклонно направленных скважин при бурении на площадях ЗАО «Байтек Силур» [Текст]/ Н.М. Уляшева, Н.Г. Деминская, В.В. Дуркин, П.Ф. Осипов, A.A. Огородник, В.Н. Задирей// НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. №2, 2004 г., С. 12-15

8. Уляшева, Н.М. Полимерные буровые растворы для бурения в осложненных условиях [Текст] / Н.М. Уляшева, Н.Г. Деминская, A.A. Огородник // Материалы международной научно-технической конференции посвященной памяти М.Р. Мавлютова «Повышение качества строительства скважин», Уфа, 2005 г., С.36-41

9. Уляшева, Н.М. Регулирование адгезионных процессов в литифицированных глинах [Текст] / Н.М. Уляшева, Н.Г. Деминская// НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. №6, 2008 г., С. 25-26

10. Уляшева, Н.М. Влияние адгезионно-активных добавок на кольматацию трещиноватых пород [Текст] / Н.М. Уляшева, Н.Г. Деминская// Специализированный сборник «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» №2, 2008, М: ЗАО Локус станди, с. 46 - 49.

Отпечатано в отделе оперативной полиграфии. Ухтинского государственного технического университета Республика Коми, г. Ухта, ул. Октябрьская, 13. Усл. печ. л. 1,39. Уч. изд. л. 1,09. Тираж 110 экз. Сдано в печать 24.11,2008г. Заявка №. 840.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Деминская, Наталия Григорьевна

Введение

X. Физико-химические процессы в скважине при вскрытии 8 глин различной степени литнфикации

1. 1. Минералогический состав глинистых пород

1.1.1. Основные глинистые минералы

1.1.2. Основные физико-химические свойства 11 слаболитифицированных глин

1.1.3. Влияние литификации на свойства глинистых пород

1.2. Факторы, влияющие на устойчивость горных пород

1.2.1. Напряженно-деформированное состояние горных 21 пород

1.2.2. Влияние влажности глинистых пород на их 25 устойчивость

1.2.3. Физико-химические процессы в системе «скважина - 26 пласт» и их влияние на устойчивость горных пород

1.3. Цель и задачи исследований

2. Методика экспериментальных исследований

2.1. Действующие устройства для изучения физико-химических 40 процессов в глинистых породах

2.2. Прибор для исследования набухания и подготовка 43 искусственных образцов

2.3. Капиллярный влагоперенос и определение скорости пропитки

2.4.Методика оценки адгезионных взаимодействий в 46 литифицированных глинах

3. Технология ингибирующих буровых растворов и опыт их 49 использования в потенциально неустойчивых разрезах Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции

3.1 Буровые растворы для сохранения устойчивости литифицированных глинистых пород

3.2. Кольматация как способ поддержания устойчивости стенок 58 скважины

3.3. Опыт использования ингибирующих буровых растворов в неустойчивых глинистых отложениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции

4. Экспериментальные исследования составов буровых 73 растворов с адгезионно-активными добавками

4.1. Исследование влияния буровых растворов на набухание 73 глинистых образцов

4.2. Исследование влияния активных добавок на капиллярные 77 процессы

4.3. Исследование адгезионных свойств буровых растворов

5. Технология буровых растворов с адгезионно-активными 97 добавками

5.1. Составы буровых растворов с адгезионно-активными 97 добавками

5.2. Технология приготовления буровых растворов с адгезионно- 99 активными добавками

5.3. Рекомендации по управлению качеством бурового раствора в 100 процессе углубления скважины

5.4. Результаты промысловых испытаний 102 Заключение 103 Библиографический список 105 Приложение 1 117 Приложение 2 135 Приложение

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка технологии сохранения устойчивости литифицированных глин на основе регулируемой кольматации"

При бурении глубоких скважин повышение технико-экономических показателей бурения является первоочередной задачей. Изменяющиеся горно-гологические условия и, в некоторых случаях, недостаточный уровень техники и технологии бурения могут привести к ухудшению качества проводки скважины вследствие возникновения таких осложнений как нарушение устойчивости стенок, поглощение промывочной жидкости, желобообразование и т.д. Из всех перечисленных осложнений именно потеря устойчивости в наибольшей степени связана с временным фактором и изменением гидродинамических колебаний в скважине.

Известно, что проблема сохранения устойчивости стенок скважины становится наиболее актуальной при бурении в глинистых породах различной степени литификации. На нефтяных и газовых месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (за исключением немногих) мощность глинистых пород может достигать 2000 — 2500 метров.

Факторы, влияющие на разупрочнение глинистых пород, в значительной мере зависят от их степени литификации. Например, при вскрытии слаболитифицнрованных глин на первое место выходят диффузионно-осмотические перетоки и обменные процессы. При бурении же в литифицированных глинистых породах из-за их недостаточной исходной влажности первопричиной разрушения стенок скважины может оказаться капиллярный влагоперенос, предшествующее диффузионно-осмотическим перетокам в системе скважина-пласт.

И если управление свойствами слаболитифицнрованных глин достаточно решено применением ингибирующих и недиспергирующих полимерных буровых растворов в сочетании с оптимальной технологией бурения, то вскрытие литифицированных глинистых отложений практически всегда сопровождается кавернообразованием и длительными проработками, снижение интенсивности которых возможно лишь при резком увеличении реологических характеристик и применением жестких ингибиторов (хлориды кальция и магния), а также прихватом бурильного инструмента, недоспуском обсадных колонн и невозможностью проведения дальнейшего строительства скважины. Повышение реологии, в свою очередь, ухудшает очистку забоя от выбуренной породы и уменьшает скорости бурения, что является крайне нежелательным при значительном увеличении диаметра скважины. При этом, как правило, остается без внимания роль смазывающего эффекта бурового раствора и его фильтрата в потере устойчивости стенок скважины, сложенных уплотненными слоистыми глинистыми породами.

Таким образом, проблема сохранения устойчивости стенок скважины, сложенных литифицированными глинистыми породами, в настоящий момент является актуальной. Научная новизна

• Установлено, что обработка буровых растворов электролитами, диссоциирующими на анионы большой молекулярной массы, снижает скорость капиллярной пропитки в 2 -3 раза и повышает когезионное сцепление. При этом концентрация электролита не превышает 1 %;

Основные защищаемые положения

Результаты работы использованы при составлении технологических регламентов в рамках хоздоговорных тем кафедры бурения УГТУ: «Разработка и научно-техническое обоснование программы промывки промывочных жидкостей для осложненных условий Южно-Лыжского, Северо-Кожвинского, Кыртаельского месторождений» (ЗАО «Байтек-Силур») и "Буровые растворы с адгезионно-активными добавками для предупреждения обвалообразований в литифицированных породах" (ООО «Севергазпром»). Апробация работы

По теме диссертации опубликовано 10 работ.

1. Физико-химические процессы в скважине при вскрытии глин различной степени литификации

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Деминская, Наталия Григорьевна

Заключение

Аналитические, теоретические и экспериментальные исследования показали, что:

5. Разработана технология буровых растворов с адгезионно-активными добавками, которая использована при разработке технологических регламентов Южно-Лыжского, Северо-Кожвинского, Кыртаельского месторождений.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Деминская, Наталия Григорьевна, Ухта

1. Иванова, М.Ф. Общая геология с основами исторической геологии Текст.: учебник для географ, спец. вузов / М.Ф. Иванова. — 4—е изд. перераб. и дополн. М.: Высшая школа, 1980. - 440 с.

2. Ахмадеев, Р.Г. Химия промывочных и тампонажных жидкостей Текст./ Р.Г. Ахмадеев, B.C. Данюшевский. М.: Недра, 1981 г.

3. Даминова, A.M. Породообразующие минералы Текст.: учебное пособие для студентов геолог, специальностей университетов и педагогических институтов/ A.M. Даминова. 2-е изд. пераб. и подол. — М.: Высшая школа, 1974.-205 с.

4. Белов, В.П. Образование каверн при бурении Текст./ В.П. Белов. М.: Недра, 1970 г.

5. Ананьев, В.П. Инженерная геология и гидрогеология Текст.: учебник для вузов/ В.П. Ананьев, JI.B. Передельский. М.: Высшая школа, 1980. - 271 с.

6. Михеев, B.JI. Технологические свойства буровых растворов Текст./ B.JI. Михеев. М.: Недра, 1979 г.

7. Грей, Дж. Р., Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): пер. с англ. Текст./ Дж. Р. Грей, Г.С.Г Дарли. М.: Недра, 1985 г.

8. Геологический словарь Текст./ Т.Н. Алихов [и др.]; по ред. К.Н. Паффенгольц, Л.И. Боровикова, в 2-х томах, Т 1-й. 2-е изд., перераб. и дополн. -М.: Недра, 1978. - 488 с.

9. Бондарев, В.П. Геология. Курс лекций Текст.: учебное пособие/ В.П. Бондарев. М.: ФОРУМ: ИНФРА - М, 2004. -224 с.

10. Войтенко, B.C. Прикладная геомеханика в бурении Текст./В.С. Войтенко. М. Недра, 1990 г.

11. Войтенко, B.C. Геомеханика в бурении Текст./ B.C. Войтенко. М. Недра, 1996 г.

12. Кудряшев, Б.Б. Бурение скважин в осложненных условиях Текст./ Б.Б, Кудряшев, A.M. Яковлев. -М.: Недра, 1987 г.

13. Сеид-Рза, М.К. Устойчивость стенок скважин Текст./ М.К. Сеид Рза, Ш.И. Исмайылов, JI.M. Орман. -М.:Недра, 1981 г.

14. Спивак, А.И. Механика горных пород Текст./ А.И. Спивак. М.: Недра, 1967 г.

15. Байдюк, Б.В. Механические свойства горных пород при высоких температурах и давлениях Текст./ Б.В. Байдюк. М.: Недра, 1963 г.

16. Крылов, В.И. Особенности технологии промывки горизонтальных скважин Текст./ В.И. Крылов, В.В. Крецул // Нефтяное хозяйство. 2001.-№ 7. - С. 20-24.

17. Алимжанов, М.Т. Устойчивость равновесия тел и задачи механики горных пород Текст./ М.Т. Алимжанов. Алма-Ата: Наука, 1982 г.

18. Алимжанов, М.Т. О постановке задачи устойчивости стенок глубоких скважин Текст./ М.Т. Алимжанов: Доклады РАН.- 1992 г. Т.325. - № 3. -С.445-449.

19. Алимжанов, М.Т. Устойчивость пород приствольной зоны в условиях разупрочняющего действия бурового раствора Текст./ М.Т. Алимжанов, М.К. Байзаков, Б.А. Смагулов// Нефтяное хозяйство.- 1997.- № 2.- С. 14-16.

20. Семенякин, B.C. Проблемы бурения скважин при наличии осыпей горных пород и шлама Текст./ B.C. Семенякин, М.В. Семеняк, П.В. Семенякин// Нефтяное хозяйство.- 1996.- № 4.- С. 40-43.

21. Сеид-Рза, М.К. Устойчивость стенок скважин Текст./ М.К. Сеид-Рза, Ш.И. Исмайылов, JI.M. Орман. -М.: Недра, 1981 г.

22. Городнов, В.Д. Физико-химические методы предупреждений осложнений в бурении Текст./ В.Д. Городнов. 2-е изд. перераб. и доп. - М.: Недра, 1984 г.

23. Лыткин, В.А. Механизм пучения пород в подземных выработках Текст./ В.А. Лыткин. М.: Недра, 1965 г.

24. Коржуев, А.С. Упрочнение неустойчивых горных пород при бурении скважин Текст./ А.С. Коржуев, В.А. Никишин, В.А. Бочко. М.: Недра, 1969 г.

25. Ахмадеев, Р.Г. Физико-химическое исследование глин в связи с их устойчивостью при бурении скважин Текст./ Р.Г. Ахмадеев// Дисс. .канд. тех. наук. Мрсква: 19970 г., 192 с.

26. Гольдштейн, М.Н. Механические свойства грунтов Текст./ М.Н. Голыитейн. М.: Стройиздат, 1979 г., 304 с.

27. Сумм, Б.Д. Основы коллоидной химии Текст.: учебное пособие для вузов/ Б.Д. Сумм,- М.: «Академия», 2006. 240 с.

28. Аветисян, Н.Г. Определение необходимой степени минерализации бурового раствора при бурении в неустойчивых породах Текст./ Н.Г. Аветисян, В.Ю. Шеметов, Н.В. Смирнова,- РНТС Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1979 г., вып. 4, с. 6-9.

29. Гольдштейн, М.Н. Механические свойства грунтов Текст./ М.Н. Гольдштейн./ T.I, II. -М.: Стройиздат, 1971 г.

30. Жигач, К.Ф. Об оценке набухаемости глин Текст./ К.Ф. Жигач, А.Н. Яров //Нефть и газ. 1959. - № 10. - С. 13-18.

31. А.С. №1341558 , СССР, Способ определения кольматирующих свойств полимерного безглинистого раствора Текст./ Н.И. Крысин, A.M. Ишмухаметова, С.Е. Ильясов, М.Р. Мавлютов; опубл. 30.09.1987. Бюл. № 35.

32. Потапов, А.Г. Современные методы исследования проблемы неустойчивости глинистых пород при бурении скважин. Текст./ А.Г. Потапов, А.Н. Гноевых// Газовая промышленность: Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин.- М.: 1998 г.

33. Васильченко, С.В. Реодинамический метод исследования воздействия буровых растворов на глинистые породы Текст./ С.В. Васильченко// 3-я Междунар. конф. «освоение шельфа арктических морей России». СПб., 1997 г., с. 114.

34. Карабаев, Т.К. Прибор для определения набухания глин при температурах до 250° С и давлении до 150 МПа Текст./ Т.К. Карабаев, Э.В. Вахидов, Ш.Т. Файзиев// Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин: Тез. докл. -М., 1988 г., с. 51-55.

35. Руководство по эксплуатации тестера продольного набухания в динамическом режиме с компактором с изменениями от 07.08.2007 г. OFI Testing equipment Inc.

36. А.С. 1158896 СССР, Устройство для оценки капиллярной фильтрации Текст./ Ахмадеев Р.Г., Уляшева Н.М., Сенюков В.Г.; опубл. 01.10.87, Бюл. №7. -4 с.:ил.

37. РД 39-0147009-723-88. Методика выбора комплекса мероприятий для предупреждения и ликвидации осложнений, связанных с нарушением устойчивости пород в процессе бурения Текст.: Краснодар: 1988 г. - 42 с.

38. Новиков, B.C. Оценка устойчивости глинистых пород при бурении скважин Текст./ B.C. Новиков// Нефтяное хозяйство.- 1996 г.- № 10.- С. 1820.

39. Городнов, В.Д. Исследование глин и новые рецептуры глинистых растворов Текст./ В.Д. Городнов, В.Н. Тесленко, И.Н. Тимохин и др. М.: Недра, 1985 г.

40. Басаргин, Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин Текст./ Ю.М. Басаргин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков.- М.: Недра, 2000 г.

41. Зозуля, Г.П. Исследование и разработка технологий предупреждения осложнений при бурении и разобщении пластов на основе обобщения фильтрационных процессов в системе скажина-пласт Текст./ Г.П. Зозуля// Автореф. дисс. докт. тех. наук. Тюмень: 1997 г.

42. Пономаренко, Ю. Силикатные буровые растворы нового поколения М-сил Текст./ Ю. Пономаренко, В. Землянский, О. Хоперский// Бурение и нефть. 2006. - № з. - С. 19-20.

43. Лукманов, P.P. Повышение устойчивости глинистых пород при больших зенитных углах Текст./ P.P. Лукманов, Э.В. Бабушкин, Р.З. Лукманова, В.Н. Попов// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2007. № 8. - С. 34-37

44. Фахнутдинов, И.Х. Прогнозирование и предупреждение осложнений при бурении глубоких скважин в неустойчивых глинисто-аргиллитовых отложениях Текст./ И.Х. Фахнутдинов // Автореф. дисс. канд. тех. наук. -Уфа: 2004 г.

45. Системы буровых растворов на водной основе. Демонстрационный материал компании MI-SWACO

46. Буровые растворы для бурения в глинистых породах. Демонстрационный материал компании Halliburton

47. Иносаридзе, Е.М. Змеев Ю.В. Промысловый опыт применения буровых: растворов и других технико-технологических решений при бурениигоризонтальных и пологих скважин Текст./ Е.М., Иносаридзе, Ю.В. Змеев // Бурение и нефть. 20г07. - № 3. - С. 28-32.

48. Шарафутдинова, Р.З. Шарафутдинов 3.3. Бурение в глинах и гидратная стабилизация ее состояния при строительстве скважин Текст./ Р.З. Шарафутдинова, 3.3. Шарафутдинов// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2007. - № 2. - С. 26-31.

49. Уляшева, Н.М. Разработка полимерных буровых растворов с пониженными диспергирующими свойствами для бурения в глинистых отложениях (на примере севера европейской части СССР) Текст./ Н.М. Уляшева // Автореф. дисс. канд. тех. наук. Москва: 1987 г.

50. Андерсон, Б.А. Полимерные буровые растворы за рубежом Текст./ Б.А. Андерсон, А.У. Шарипов, K.JI. Минхайров// Обзорная информация. Сер. «Бурение» -М.: ВНИИЭНГ, 1980 г.

51. Чихоткин, В.Ф. Буровой раствор и управление его реологическими свойствами при бурении скважин в осложненных условиях Текст./ В.Ф. Чихоткин, А.Я. Третьяк, Ю.М. Рыбальченко, M.JT. Бурда// Бурение и нефть., 2007. - № 7-8. - С. 58-60.

52. Ярославская, Н.Л. применение буровых растворов на площадях Краснодарского филиала ООО «РН-Бурение» Текст./ H.JI. Ярославская// Бурение и нефть. 2007. - № 3. - С. 22-23.

53. Лушпеева, О.А. Высокоингибирующий экологически безопасный буровой раствор для бурения горизонтальных скважин Текст./ О.А. Лушпеева, Г.Б. Проводников, И.В. Лодина, Л.П. Вахрушев, В.П. Полшцученко // Нефтяное хозяйство. 2007. - № 9. - С. 46-49.

54. Деминская, Н.Г. Использование ингибирующих буровых растворов для предотвращения обвалов в глинистых отложениях Текст. / Н.Г. Деминская // Тез. докл. межрегион, молодежной конф. "Севергеоэкотех 2001", УГТУ, Ухта, 2001 г., С. 63-64

55. Пат. 2132351 Российская федерация, МПК С 09 К 7/02 Буровой раствор для бурения в обваливающихся породах Текст./ Б.А. Андресон, Г.П.

56. Бочкарев, М.И. Мударисов, И.Х. Фатхутдинов, Э.И. Огаркова; заявитель и патентообладатель ОАО «АНК «Башнефть»».-№ 97108495/03; заявл. 22.05.1997; опубл. 20.12.1999, Бюл. № 18

57. Пат. 2243250 Российская Федерация, МПК С 09 К 7/02 Способ обработки бурового раствора Текст./ О.Н. Обозин, Е.О. Обозина; заявитель и патентообладатель ООО «Нефтегазмаштехнологии». № 2001132983/03; заявл. 05.12.2001; опубл. 27.12.2004, Бюл. № 36

58. Михайлов, Н.Н. Изменение физических свойств горных пород в околоскважинных зонах Текст./ Н.Н. Михайлов.- М.: Недра, 1987 г.

59. А.С. № 909121, СССР, Гидравлический уплотнитель стенок скважины Текст./ Э.М. Тосунов, В.И. Лаштабега, Д.И. Рогожин; опубл. 28.02.1982; Бюл. № 8. 1982 г.

60. Белов, В.П. Разработка и внедрение физико-химических методов управления процессом кольматации горных пород при бурении скважин Текст./ В.П. Белов//Автореф. дисс. докт. тех. наук. М.: 1986 г.

61. Мавлютов, М.Р. Вопросы коллоидной химии буровых растворов Текст./ М.Р. Мавлютов, А.Г. Нигматулина// Сб. "Промывка и крепление скважин". -Уфа: Изд. Уфим. нефт. инс-та, 1987 г. С. 10-18.

62. Дубенко, В.Е. Повышение устойчивости стенок скважины за счет применения шламового калибратора Текст./ В.Е. Дубенко, Н.И. Андрианов,

63. A.А. Басов, В.Б. Беликов// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2007. - № 9. - С. 24-32.

64. Пат. 2153572 РФ, МКП6 Е 21 В 33/138. Способ упрочнения стенки скважины при бурении Текст./ Р.К. Ишкаев, К.И. Исансулов, В.М. Хусаинов и др.; заявитель и патентообладатель Ишкаев Р.К., Исансулов К.И., Хусаинов

65. B.М. и др. № 99126035/03; заявл. 07.12.99; опубл. 27.02.2000, Бюл. № 21.

66. Пат. 2057893 РФ, МКП6 Е 21 В 21/00, 33/138. Устройство для кольматирования высокопроницаемых пластов Текст./ В.Е. Дубенко, А.И.

67. Ниценко, Е.В. Девятов; заявитель и патентообладатель Северо-Кавказский науч.-исслед. институт природных газов.- № 93057509/03; заявл. 28.12.93; опубл. 10.04.96, Бюл. № 10.

68. А.С. № 819306, СССР, Способ снижения проницаемости пластов Текст./ В.Н. Поляков, P.P. Лукманов, М.Р. Мавлютов, К.С. Раянов, Б.З. Кабритов; опубл. 07.04.1981; Бюл. № 13. 1981 г.

69. А.С. № 1361804, СССР, Устройство для кольматации стенок скважины Текст./ С.С. Андреев, А.А. Знаменский; опубл. 23.01.1986; Бюл. № 47.1987 г.

70. А.С. № 1705547, СССР, Устройство для отверждающей кольматации зон осложнений Текст./ Н.Ф. Кагарманов, Н.М. Шарипов, Г.П. Бочкарев, Д.А. Галимов; опубл. 30.08.1988; Бюл. № 2. 1992 г.

71. Белов, В.П. Влияние физико-химических свойств буровых суспензий на кольматацию горных пород Текст./ В.П. Белов// Технология первичного вскрытия и повышения нефтеотдачи пластов: Сб.науч. тр. — Куйбышев, 1986. с.98-102.

72. Уляшева, Н.М. Технология буровых промывочных жидкостей Текст.: Текст лекций/ Н.М. Уляшева. Ухта: УИИ, 1997 г.

73. Круглицкий, Н.Н. Методы физико-химического анализа промывочных жидкостей Текст./ Н.Н. Круглицкий, Э.Г. Агабальянц. Киев: Техшка, 1972 г.

74. Ангелопуло, O.K. Буровые растворы для осложненных условий Текст./ O.K. Ангелопуло, В.М. Подгорнов, В.Э. Аваков. М.: Недра, 1988 г.

75. Иванников, В.И. Разработка и опыт применения полимер-бетонитовых буровых растворов с малым содержанием твердой фазы Текст./ В.И.

76. Иванников// СНТ: "Физ.-хим. механика промывочных и тампонажных дисперсий". Киев.: 1979 г. - С. 129-133.

77. Дедусенко, Г.Я. Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы Текст./ Г.Я. Дедусенко, В.И. Иванников, М.И. Липкес. М.: Недра, 1985 г.

78. Уляшева, Н.М. Технология полимерных буровых растворов Текст.: Учебное пособие/ Н.М. Уляшева. Ухта: 1992 г.

79. Булатов, А.И. Технология промывки скважин Текст./ А.И. Булатов, Ю.М. Проселков, В.И. Рябченко. М.: Недра, 1981 г.

80. Булатов, А.И. Справочник по промывке скважин Текст./ А.И. Булатов, А.И. Пеньков, Ю.М. Проселков. М.: Недра, 1984 г.

81. Иванников, В.И. К вопросу об осложнениях, связанных с обвалами стенок скважины при разбуривании аргиллитовых толщ Текст./ В.И. Иванников, И.В. Иванников// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1999.-№3.-С. 2-6.

82. Алимжанов, М.Т. Устойчивость пород приствольной зоны в условиях разупрочняющего действия бурового раствора Текст./ М.Т. Алимжанов, М.К. Байзаков, Б.А. Смагулов // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 2. - С. 14-16.

83. Исследование кольматации трещиноватых горных пород буровыми растворами. Дипломная работа на степень бакалавра/ Деминская Н.Г. Ухта, УГТУ, 2000 г.

84. Деминская, Н.Г. Использование ингибирующих буровых растворов для предотвращения обвалов в глинистых отложениях Текст. / Н.Г. Деминская // Тез. докл. межрегион, молодежной конф. "Севергеоэкотех 2001", УГТУ, Ухта, 2001 г., С. 63-64

85. Уляшева, Н.М. Полимерные растворы для бурения в осложненных условиях и вскрытия продуктивных пластов Текст. / Н.М. Уляшева, Н.Г.

86. Деминская, В.В. Дуркин, Е.Е, Патракова// Материалы Всероссийской конференции «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы. Нефть и газ Европейского Северо-Востока», Ухта, УГТУ, 2003 г., С. 240-242

87. Деминская, Н.Г. Разработка технологических приемов сохранения устойчивости литифицированных глин на основе теории регулируемой кольматации Текст. / Н.Г. Деминская // Тез. докл. межрегион, молодежной конф. "Севергеоэкотех 2002", УГТУ, Ухта, 2002 г.

88. Деминская, Н.Г. Влияние адгезионно-активных добавок на кольматацию трещиноватых пород Текст. / Н.Г. Деминская // Тез. докл. Всероссийской научной конф. ученых и студентов "Нефтегазовые и химические технологии", СамГТУ, Самара, 2001 г., С. 13-14

89. Уляшева, Н.М. Регулирование адгезионных процессов в литифицированных глинах Текст. / Н.М. Уляшева, Н.Г. Деминская// НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. №6, 2008 г., С. 25-26

90. Shele tests help develop inhibitive water-based muds/ Reid P.I., Harrington P.M., Minton R.C.// Ocean Ind.- 1991.- № 8.- P.p. 19-24.

91. Water-based drilling fluid for use in shale formations. Пат. 5925598 США, МПК6 С 09 К 7/02. Baroid Technology Inc., Mody Fersheed K., Fisk James. № 08/742521: заявл. 01.11.96; опубл. 20.07.99.

92. Grange P. Low toxicity mids score on well cost/ P. Grange.- The Oilman, 1984, IV, p. 48-50.

Информация о работе

Деминская, Наталия Григорьевна
кандидата технических наук
Ухта, 2008
ВАК 25.00.15

Диссертация

Разработка технологии сохранения устойчивости литифицированных глин на основе регулируемой кольматации - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы