Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование буровых растворов для строительства скважин на акватории арктического шельфа

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование буровых растворов для строительства скважин на акватории арктического шельфа"

На правах рукописи

КЛЕТТЕР ВЛАДИМИР ЮРЬЕВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН НА АКВАТОРИИ АРКТИЧЕСКОГО

ШЕЛЬФА

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2010

004606505

Работа выполнена на кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин» Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Научный руководитель

Официальные оппоненты:

Ведущее предприятие

доктор технических наук, доцент Кондрашев Олег Федорович

доктор технических наук, старший научный сотрудник Крысин Николай Иванович;

кандидат технических наук Рылов Николай Иванович

ГОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет»

Защита состоится «10» июня 2010 года в 14-00 на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д.212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат диссертации разослан «_7_» ММ 2010 года.

Ученый секретарь совета Уи Ямалиев В.У.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

При бурении скважин на акваториях Баренцева и Карского морей, наряду со сложными природно-климатическими условиями, одной из главных проблем является обеспечение устойчивости ствола в мощных отложениях глинистых пород. Несмотря на достигнутый прогресс в разработке новых типов буровых растворов с ингибирующими добавками, многие предложенные решения применяются в различных горно-геологических условиях без достаточного научного обоснования.

Специфика технологии строительства морских скважин предъявляет повышенные требования к гидравлической программе бурения: эффективности транспортировки шлама в сильноискривленных участках скважины, оперативности управления технологическими параметрами промывочной жидкости в условиях аномально высоких пластовых давлений (АВПД) и низких градиентов гидроразрыва, экологической безопасности компонентов бурового раствора.

В связи с этим поставленные в диссертационной работе задачи разработки и внедрения ингибирующих буровых растворов для строительства скважин на акватории арктического шельфа важны и актуальны.

Цель работы

Разработка и внедрение ингибирующих буровых растворов, направленных на повышение эффективности буровых работ в сложных горногеологических условиях арктического шельфа.

Основные задачи исследований

1. Обоснование методов подбора ингибирующей основы буровых растворов для условий арктического шельфа.

2. Изучение влияния различных технологических факторов на структурно-реологические характеристики полисахаридных буровых растворов.

3. Разработка рецептур буровых растворов с высокими ингибирующими и транспортирующими свойствами.

4. Разработка алгоритма регулирования параметров промывочной жидкости в процессе бурения.

5. Промысловая апробация разработанных технологических решений.

Методы решения задач

Теоретические и экспериментальные исследования с использованием специальных методов определения ингибирующей способности буровых растворов. Определение реологических характеристик, а также общетехнологических свойств промывочных жидкостей. Применение методов планирования эксперимента, математического моделирования и регрессионного анализа.

Научная новизна

Установлено, что повышение устойчивости ствола скважин в терригенных отложениях возможно созданием полупроницаемой мембраны на глинистых породах, предупреждающей их разупрочнение расклинивающим давлением гидратных слоев.

Экспериментально установлены закономерности изменения реологических свойств водных растворов биополимерных химических реагентов под влиянием температуры, высоких скоростей сдвига, тонкодисперсной глинистой фазы, биодеструкции, а также полиминеральной агрессии, эквивалентной попаданию пластовых вод, характерных для месторождений шельфа Карского моря.

На защиту выносятся

1. Метод подбора ингибирующих компонентов и оптимального их соотношения в буровом растворе с целью сохранения устойчивости ствола наклонно направленных и горизонтальных скважин.

2. Результаты экспериментального изучения кинетики адсорбции электролитов и биополимерных систем на образцах терригенных отложений континентального шельфа Карского моря и Западной Сибири.

3. Оптимизированные составы полисахаридных буровых растворов с высокими ингибирующими и транспортирующими свойствами.

4. Результаты экспериментального исследования влияния геолого-технических факторов на эксплуатационные показатели полисахаридных буровых растворов.

5. Алгоритм оперативного управления технологическими параметрами полисахаридного бурового раствора в процессе строительства скважин.

6. Результаты промысловых работ при строительстве скважин на акватории Обской и Тазовской губы, а также на Пермяковском месторождении в Западной Сибири.

Практическая ценность работы

1. Для строительства скважин в неустойчивых породах, в том числе наклонно направленных с горизонтальным окончанием разработаны:

- полимер-гликолевый ингибирующий буровой раствор (патент РФ № 2374292), успешно применяемый (совместно с ООО «Газфлот») при строительстве поисково-разведочных скважин на месторождениях акватории Обской и Тазовской губ;

- ингибирующий буровой раствор с высокой транспортирующей способностью, успешно испытанный (совместно с ООО «Башнефть-Геострой») при строительстве скважины № 726 Пермяковского месторождения.

2. Для ОАО «АНК «Башнефть» разработана инструкция по технологии приготовления и применения ингибирующего бурового раствора с высокой транспортирующей способностью.

3. Разработана программа для оптимизации состава бурового раствора и оперативного управления его технологическими параметрами в процессе строительства скважин, используемая в ООО «Башнефть-Геопроект» на стадии проектирования рецептуры промывочных жидкостей.

Апробация результатов работы

Результаты исследований представлялись на:

1) VIII Всероссийской конференции молодых ученых по математическому моделированию и информационным технологиям (Новосибирск, 2007);

2) IV Международной научно-практической конференции «Нефть и газ арктического шельфа» (Мурманск, 2008);

3) Научно-технической конференции молодых ученых-специалистов ООО «Башнефть-Геопроект» (Уфа, 2009);

4) Всероссийской научно-практической конференции «Новые технологии и безопасность при бурении нефтяных и газовых скважин» в рамках VIII Конгресса нефтегазопромышленников России (Уфа, 2009);

5) II Международной научно-технической конференции «Китайско-Российское научно-техническое сотрудничество» (КНР, Урумчи, 2009);

6) 38-ой конференции «Современные информационные технологии в нефтяной и газовой промышленности» (Хорватия, Дубровник, 2009).

Публикации

Основное содержание диссертации опубликовано в 11 печатных работах, в том числе 3 работы в рецензируемых научно-технических журналах,

выпускаемых в Российской Федерации в соответствии с рекомендациями ВАК Министерства образования и науки РФ, один патент РФ.

Структура и объем диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных выводов, списка использованной литературы, включающего 129 наименований, и содержит 149 страниц машинописного текста, 21 рисунок, 21 таблицу.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы цель и задачи исследований, дана краткая характеристика работы.

В первой главе работы на основании литературных и промысловых данных рассматриваются специфические геолого-технические условия строительства скважин на акватории шельфа Арктики, эффективность применения ингибирующих буровых растворов в неустойчивых глинистых отложениях.

Изучением механизма воздействия буровых растворов на устойчивость обвалоопасных пород, определением методов ингибирования, разработкой ингибирующих реагентов и буровых растворов занимались многие российские и зарубежные ученые: Андресон Б.А., Белов В.П., Бочкарев Г.П., Вахрушев Л.П., Галимов Д.А., Гарьян С.А., Городнов В.Д., Грей Дж.Р., Гусев В.Г., Дарли Г.С.Г., Доценко Ю.Г., Егоренко Б.Ф., Кистер Э.Г., Конесев Г.В., Кошелев В.Н., Круглицкий H.H., Кудряшов Б.Б., Крысин Н.И., Левик B.C., Мавлютов М.Р., Овчинский К.Ш., Пеньков А.И., Попов А.Н., Растегаев Б.А., Рябченко В.И., Хариев И.Ю., Юсупов И.Г. и другие. Ими разработаны многочисленные ингибирующие буровые системы и реагенты.

Подавляющее большинство исследователей связывают возникновение осыпей и обвалов в скважине с процессом физико-химического взаимодействия бурового раствора с глиносодержащими горными породами.

Практика применения различных видов ингибирующих промывочных жидкостей показала, что эффективность их использования в одних горногеологических условиях не может гарантировать успешной проводки скважины в других условиях.

Причиной недостаточной эффективности большинства разработанных ингибирующих систем является тот факт, что зачастую исследования по подбору их компонентного состава проводились на модельной глине без учета физико-химических свойств разбуриваемых пластовых глин.

Нерешенными проблемами бурения скважин на шельфе Северных морей являются следующие:

1) повышенная обвалоопасность при прохождении заглинизированных песчаников; пластическое течение высококоллоидальных глин при их гидратации;

2) насыщение бурового раствора легконабухающим шламом монтмориллонитовых глин при их деформировании и диспергировании с образованием избыточного количества коллоидных частиц;

3) использование ингибирующих утяжеленных буровых растворов зачастую осложняет промывку и транспорт шлама в наклонно направленных скважинах с зенитными углами 35-65° из-за неудовлетворительных реологических свойств раствора, а также эффекта Бойкотта, вызывающего лавинообразное выпадение утяжелителя;

4) ввиду наличия аномально низких значений градиентов давления гидроразрыва и зон АВПД при бурении морских скважин (особенно глубоководных) часто возникает необходимость жесткого контроля плотности бурового раствора. Вместе с этим при требуемых высоких скоростях бурения (порядка 4000 м'ст/мес) следует поддерживать заданные технологические параметры промывочной жидкости, обеспечивающие максимальную проходку и эффективный транспорт шлама, сохраняя коллекторские свойства продуктивного пласта.

Вторая глава посвящена обоснованию выбора методов оценки влияния бурового раствора на устойчивость ствола скважины. Выделено три основных подхода к определению степени взаимодействия промывочной жидкости и глиносодержащих горных пород: по деформационным характеристикам, по показателям набухания, по диспергирующим свойствам по отношению к выбуренному шламу.

Анализ методов оценки устойчивости глин по деформационным характеристикам при взаимодействии с буровыми растворами показывает, что моделирование горного давления при приготовлении искусственных образцов недостаточно полно характеризует поведение неустойчивых пород в реальных условиях.

В основе методов оценки характера физико-химического взаимодействия буровых растворов с глинистой породой лежит процесс поглощения промывочной жидкости образцом глинистой породы, сопровождаемый увеличением его объема.

Экспериментальные данные исследований кинетики набухания глин в различных средах, полученные на приборе OFITE Linear Swellmeter (рисунок 1), показывают различную скорость поглощения жидкости (образец 2) на разных стадиях набухания. В начальный период (первая стадия) поглощается до 70-90 % всей влаги набухания. В дальнейшем (вторая стадия) процесс замедляется.

Условно граница раздела стадий определяется по графику кинетики набухания при переходе от интенсивного набухания к замедленному по точке пересечения касательных (Кг', t'), проведенных к обеим ветвям кривой набухания (рисунок 1).

Для характеристики темпа изменения скорости гидратации относительно водной среды используется параметр «ингибирующая способность»:

0.' (О,"

С = С '+С "=_£-+_£_-•?

где си', си" - ингибирующая способность раствора на первой и второй стадиях набухания соответственно;

соф', о>ф", со/, ««"-средняя скорость набухания на первой и второй стадиях при взаимодействии образцов породы с фильтратом исследуемой промывочной жидкости и дистиллированной водой соответственно.

К2,мг/л 0,5

60 t, час 11

Рисунок 1 - Кинетика набухания бентонитовой глины в различных средах: 1 - вода; 2 -раствор КС15%-ный;3 -раствор К2С03 4,63%-ный.

Исходя из определения типа адсорбции, можно утверждать, что положительное значение си соответствует положительной адсорбции, сопровождающейся преимущественно поглощением растворенного вещества, а ингибирующая способность в этом случае обусловлена подавлением гидратации за счет изменения физико-химической активности поверхности глинистого минерала. При отрицательном значении си имеет место поглощение растворителя - воды. Ингибирующая способность в этом случае обусловлена замедлением гидратации без изменения физико-химической природы поверхности глинистого минерала.

Рассмотрен способ определения диспергирующей способности буровых растворов, основанный на снижении интенсивности перехода тонкодисперсных частиц глинистых пород в ингибирующем буровом растворе до коллоидного состояния. Это выражается в различии технологических параметров промывочной жидкости до и после химической обработки.

Эксперименты проводились в лаборатории буровых растворов с использованием методик и инструкций, изложенных в СТО 7.07-2010 «Методика определения технологических параметров буровых растворов».

Третья глава посвящена исследованию процессов взаимодействия глинистых минералов с буровыми растворами на водной основе и подбору ингибирующих добавок.

В условиях скважины промывочная жидкость непосредственно контактирует с поверхностью стенки, сложенной глинистой породой. Приствольную зону скважины при этом можно рассматривается как тело с тремя слоями, дифференцирующихся по форме связанной влаги.

В первом слое преобладает рыхлосвязанная вода, удерживающаяся осмотическими и капиллярными силами. Данный слой поглощает вещества, растворенные в промывочной жидкости, и сам растворитель (воду), разуплотняется под действием расклинивающего давления.

Второй слой характеризуется наличием слабосвязанной воды, представленной полислойно адсорбированной влагой вблизи активных центров поверхности глинистых частиц. Влажность глинистой породы в этом слое не превышает максимальной гигроскопической влажности образца при относительном давлении паров р/р5 - 0,95...1. В таком состоянии молекулы данной категории воды полностью экранированы влиянием полей поверхности глины и не могут взаимодействовать с другими веществами.

Третий слой - глинистая порода, не попавшая под влияние бурового раствора и сохраняющая естественную влажность (прочносвязанной и слабосвязанной влаги), значение которой зависит от условий формирования и залегания.

По мере развития процессов гидратации первый слой обваливается в скважину, обнажая поверхность второго слоя, который вступает в прямой контакт с буровым раствором, и повторяется тот же процесс, что и с первым слоем. Следовательно, граничный слой на стенке скважины, непосредственно контактирующий с водным буровым раствором, обладает свойствами мембраны, но недостаточно совершенной. Чтобы предупредить гидратационное разупрочнение первого слоя и увлажнение последующих, необходимо на стенке скважины, между раствором и глинистой породой, создать искусственную полупроницаемую мембрану.

Гидратацию и развитие гидратационных напряжений на стенках скважин, сложенных глинистыми породами, можно предупредить, если в качестве

жидкой фазы бурового раствора применять неполярную жидкость, для больших молекул которой "внутренняя" поверхность минералов с раздвижной решеткой оказывается недоступной. Адсорбция таких молекул (обычно мономолекулярная) идет лишь на внешней поверхности.

Этим условиям отвечают растворы на углеводородной основе (РУО), составляющие которых образуют полупроницаемую мембрану на контакте с глинистой породой. Через такую мембрану проходят только молекулы воды, что и приводит к изменению только влажности глин. Это позволяет исключить влияние других физико-химических процессов, связанных с ионно-обменными и адсорбционными реакциями.

Однако буровые РУО из соображений охраны окружающей среды и безопасности ведения горных работ запрещены к применению на акваториях арктических морей России.

Одним из путей получения полупроницаемой мембраны на контакте с глинистой породой является применение органических неэлектролитов с невысокой молекулярной массой. Подобными неэлектролитами являются гликоли, диоксановые спирты, moho-, ди-, триэтаноламин и т.п. В нормальных условиях они существуют в жидком виде и хорошо взаимодействуют с водой.

Среди подобных реагентов наибольшую популярность в нефтяной и газовой промышленности получили различные модификации полигликолей (ПГ), в частности полиэтилен-, полипропилен-, полиалкиленгликоли и их технические смеси.

За счет отрицательного индукционного эффекта атома кислорода молекулы ПГ характеризуются сильной полярностью, в результате чего обладают сродством к отрицательно заряженной поверхности. Таким образом, химическая структура молекул модифицированных гликолей позволяет им адсорбироваться на активных участках поверхности глин. В результате особого экранирования этих участков происходит подавление процессов гидратации и набухания глинистых минералов.

В естественных условиях глинистая порода находится в равновесном состоянии, которое устанавливалось в результате длительных геологических

процессов. Активность глинистых пород в этом случае соответствует величине р

а„= —, определяемой по относительной влажности паров поровой влаги. При

f's

вскрытии глинистых пород скважиной, в результате взаимодействия с водной фазой бурового раствора, равновесие нарушается и при этом давление адсорбции в так называемом «втором слое» определяется:

где мольный объем воды;

и

Т- температура пара;

а- мера активности глинистой породы (а„) и среды (а,), с которой она контактирует;

р - давление пара, р$—давление насыщенного пара при температуре т.

Согласно исследованиям М.Е. Ченеверта, при выравнивании активности водной фазы бурового раствора (таблица 1) и активности воды в глинистой породе (рисунок 2) со слабосвязанной водой увлажнения и набухания происходить не будет.

Таблица 1 - результаты экспериментов по регулированию активности полигликолевых растворов и РУО_

Исследуемый раствор р/р, Количе сорбиро за пе ,ство воды (мг), ванной 1 г глины риод времени

24 ч 48 ч 72 ч

РУО, содержащий 10% пресной воды 0,91 101 114 122

--//-- 30% пресной воды 0,95 117 134 141

--//-- 50% пресной воды 0,97 123 138 150

Дистиллированная вода 1,00 108 142 159

Раствор полиэтиленгликоля 10%-ный минерализованной воды (10% ИаС1) 0,90 96 112 120

--//-- 20% ЫаС1 0,85 85 94 102

--//--10% СаС12 0,84 83 94 99

--//-- 20% СаС12 0,75 62 72 78

--//--10% МвС12 0,83 85 89 96

-//-- 20% MgCl2 0,71 56 66 72

--//-- 30% МйС12 0,46 38 46 51

Для сравнительной оценки ингибирующей способности фильтратов буровых растворов (таблица 2) были взяты образцы пестроцветной глины Северо-Каменномысской площади (скважина №6), а также образцы аргиллита Семаковской площади (скважина №100).

Приведенные данные показывают различие фильтратов буровых растворов по способу ингибирования: активное ингибирование (положительное значение С„) и пассивное ингибирование (отрицательное значение с„).

Активное ингибирование характерно для фильтратов, содержащих катионы калия, кальция, аммония. Значение С„ для хлористого калия показывает высокую степень ускорения процесса гидратации.

Таблица 2 - Показатели набухания образцов глин в различных средах

Исследуемая среда Показатели набухания

Степень набухания к, Количество поглощенной воды К}, мл/г глины Период набухания г, час Средняя скорость набухания со, мл/г-ч-(10'3) Ингибируклцая способность Си

К1 К," I К, Кг I Кг" 1 Кг т' I т" 1 т со' | со" I со Си | Си 1 с.

Пестроцветная глина

Вода 1,40 0,08 1,48 0,162 0,032 0,194 19 31 50 8,52 1,04 3,89

10% р-р NaCl 1,29 0,06 1,35 0,117 0,024 0,142 5 25 30 23,48 0,97 4,72 1,76 -0,07 1,69

5% р-р KCl 1,20 0,03 1,23 0,081 0,012 0,093 2 10 12 40,49 1,21 7,76 3,75 0,16 3,91

5% р-р NH4CI 1,24 0,04 1,28 0,097 0,016 0,113 4 15 19 24,29 1,08 5,97 1,85 0,03 1,88

1% р-р СаС12 1,28 0,04 1,32 0,113 0,016 0,130 7 14 21 16,19 1,16 6,17 0,90 0,11 1,01

1% р-р MgCl2 1,27 0,11 1,38 0,109 0,045 0,154 И 29 40 9,94 1,54 3,85 0,17 0,47 0,64

10% р-р полиэтиленгликоля 1,35 0,07 1,42 0,142 0,028 0,170 8 36 44 17,71 0,79 3,86 1,08 -0,25 0,83

3% р-р крахмала Фито-РК 1,29 0,06 1,35 0,117 0,024 0,142 32 50 82 3,67 0,49 1,73 -0,57 -0,54 -1,10

0,5% р-р ксантановой смолы Гаммаксан 1,33 0,05 1,38 0,134 0,020 0,154 24 41 65 5,57 0,49 2,37 -0,35 -0,53 -0,87

Аргиллит

Вода 1,20 0,03 1,23 0,079 0,012 0,091 25 38 63 3,17 0,31 1,45

10% р-р NaCl 1,14 0,04 1,18 0,055 0,016 0,071 5 19 24 11,03 0,86 2,98 0,29 -0,18 0,11

5% р-р KCl 1,10 0,02 1,12 0,038 0,010 0,048 2 18 20 19,01 0,53 2,38 1,23 -0,49 0,74

5% р-р NH4C1 1,15 0,02 1,17 0,060 0,008 0,067 4 18 22 14,88 0,44 3,07 0,75 -0,58 0,17

1% р-р СаС12 1,12 0,02 1,14 0,048 0,008 0,056 5 18 23 9,52 0,44 2,42 0,12 -0,58 -0,46

1% р-р MrC12 1,13 0,05 1,18 0,051 0,021 0,072 10 28 38 5,13 0,75 1,90 -0,40 -0,29 -0,68

10% р-р полиэтиленгликоля 1,15 0,08 1,20 0,060 0,020 0,079 12 43 55 4,96 0,46 1,44 -0,42 -0,56 -0,98

3% р-р крахмала Фито-РК 1,10 0,05 1,15 0,040 0,020 0,060 26 46 72 1,53 0,43 0,83 -0,82 -0,59 -1,41

0,5% р-р ксантановой смолы Гаммаксан 1,11 0,06 1,17 0,044 0,024 0,067 18 42 60 2,43 0,57 1,12 -0,72 -0,46 -1,17

Примечание: АУ. К2', г', со', С„'- показатели набухания на первой стадии; К;", К2", г", со", С„" - показатели набухания на второй стадии.

Рисунок 2 - Графики адсорбции влаги на куганакский глинопорошок и образцы глинистого шлама Семаковской площади - влажность образцов)

Эффективность торможения процессов гидратации во многих случаях определяется способностью бурового раствора отдавать фильтрат. Результаты исследований (таблица 3) подтверждают, что на процесс гидратации глинистых пород определенное влияние оказывает количественное значение водоотдачи бурового раствора.

Таблица 3 - Влияние показателя фильтрации полисахаридного бурового раствора на набухание образцов глин_

Показатели набухания Вода ПФ полисахаридного бурового раствора, мл

35 22 14 9 4

Степень набухания К/ 1,48 1,45 1,43 1,40 1,38 1,37

К,' 1,40 1,40 1,38 1,33 1,32 1,27

К," 0,08 0,05 0,05 0,07 0,06 0,10

Количество поглощенной воды К2, мл/г глины 0,194 0,182 0,174 0,162 0,154 0,150

Кг' 0,162 0,162 0,154 0,134 0,130 0,109

К7" 0,032 0,020 0,020 0,028 0,024 0,040

Период набухания г, час 50 63 65 69 82 96

г' 19 37 26 26 32 32

т" 31 26 39 43 50 64

Средняя скорость набухания со, МЛ/Г'ЧХ(10"3) 3,89 2,89 2,68 2,35 1,88 1,56

со' 8,52 4,38 5,92 5,14 4,05 3,42

со" 1,04 0,78 0,52 0,66 0,49 0,63

Ингибирующая способность С„ -0,74 -0,81 -0,77 -1,06 -0,99

с,/ -0,49 -0,31 -0,40 -0,53 -0,60

С„" -0,25 -0,50 -0,37 -0,54 -0,39

Результаты показывают, что снижение показателя фильтрации (ПФ) путем увеличения количества стабилизатора замедляет процесс гидратации глинистого материала. Тем не менее, при снижении водоотдачи бурового раствора в 8,75 раз общее количество влаги, впитываемой образцами породы, снижается только на 18%. Это позволяет предположить, что наличие реагентов-стабилизаторов в промывочной жидкости не препятствует развитию адсорбционных и осмотических взаимодействий через контактный слой на стенках скважины. Увеличение длительности процесса при этом связано с ослаблением капиллярных сил за счет экранирующего эффекта фильтрационной корки, образованной водонабухающими реагентами-стабилизаторами.

Таким образом, увеличением периода набухания, за счет регулирования величины водоотдачи раствора, можно отдалить момент разупрочнения глинистой породы, хотя полностью предупредить гидратацию даже при низкой фильтрации практически невозможно.

Исходя из требований к промывочным жидкостям для морского бурения, для проведения исследований по определению эффективной ингибирующей основы в качестве базового использовался солестойкий биоразлагаемый полисахаридный буровой раствор.

В четвертой главе представлены результаты исследований закономерностей поведения полисахаридных буровых растворов и их компонентов при различных концентрациях, а также при влиянии следующих факторов: температуры, высоких скоростей сдвига, биодеструкции, тонкодисперсной глинистой фазы, минеральной агрессии пластовых вод. Разработаны составы ингибирующих биополимерных промывочных жидкостей.

При выборе полисахаридных составляющих бурового раствора был проведен анализ ряда продуктов, выпускаемых отечественной и зарубежной промышленностью. Критерием качества реагентов являлись: псевдопластичные свойства при низких и высоких скоростях сдвига, солестойкость, низкие значения ПФ, совместимость с другими компонентами.

Проведена серия опытов по оценке влияния высоких сдвиговых напряжений на качество биополимерных растворов с использованием миксера с нижним приводом Constant Speed Mixer Model 7000 с диапазоном скоростей 1000-21000 об/мин. В ходе исследований варьировалось: время (г, мин), в течение которого производилось механическое воздействие; частота вращения лопастей (w, тыс. об/мин); концентрация ксантановой смолы в растворе.

Вследствие уменьшения средней молекулярной массы полимеров в растворе прочность пространственной структуры кратно уменьшается. Эксперименты показали, что наблюдаемая механодеструкция необратима и самопроизвольного «сшивания» молекул биополимеров не происходит. В то же

время, более высокая гибкость данной структуры выражается в снижении показателя нелинейности раствора ксантана. Таким образом, получаем, что при наличии высоких сдвиговых напряжений соотношение и величины показателей псевдопластичных свойств значительно отличаются от их величин в статических условиях. На практике это зачастую выражается в снижении условной вязкости и структурных показателей полисахаридного бурового раствора при циркуляции по сравнению с исходным раствором (при отсутствии тонкодисперсной твердой фазы из выбуренной породы).

Потеря технологических и реологических свойств бурового раствора в результате биоразложения приводит к дополнительной его обработке дорогостоящими реагентами, что ведет к увеличению стоимости буровых работ. Поэтому важной задачей является предупреждение биодеструкции полисахаридов.

Наиболее рациональным и перспективным способом подавления микрофлоры является, как известно, применение специальных антимикробных препаратов - бактерицидов. В качестве бактерицидов выбраны реагенты серии ЛПЭ (НПО «Технолог») и серии Сонцид (ЗАО «Уфанефтехим»).

Антимикробное действие оценивали по изменению структурно-реологических характеристик 0,7% водных растворов биополимера в течение пяти месяцев при температуре 22-25 °С. В качестве критериев выбраны вязкость при низких скоростях сдвига (ВНСС) и рН. Концентрация бактерицидов составляла 0,2 % от массы раствора.

Эксперименты показали, что необработанные растворы биополимеров начинают терять свои первоначальные свойства уже через несколько дней. При этом наблюдается синхронность (по профилям кривых биодеструкции) изменения во времени показателей ВНСС и рН. Это позволяет проводить параллель между снижением рН полисахаридного раствора и повышением активности ферментов, что должно быть учтено при применении данного вида промывочной жидкости.

При нагревании биополимерных буровых растворов (в исследуемом диапазоне температур 25-65 °С) снижается вязкость, статическое и динамическое напряжения сдвига, что связано с нарушением упорядоченности структуры макромолекул. Повышение показателя фильтрации с температурой обычно связывают со снижением эффективной вязкости воды и, тем самым -увеличении ее проникающей способности (закон Дарси), а также уменьшением способности стабилизатора крахмала удерживать воду.

Из практики бурения в различных регионах России и за рубежом известно, что при вскрытии и прохождении глиносодержащих пород буровой раствор практически во всех случаях меняет свои первоначальные параметры. Интенсивность "наработки" зависит от многих факторов: тип долота, режим бурения, эффективность работы системы очистки, физико-химические свойства

промывочной жидкости и т.д. В большинстве случаев «отработанный» буровой раствор насыщен избыточным количеством трудноудаляемой твердой фазы, к которой обычно относят частицы коллоидного размера. В силу способности глинистых пород к гидратационному диспергированию, именно они составляют большую часть коллоидной фазы бурового раствора. Обладая высокой удельной поверхностью, они увеличивают вязкостные свойства практически у всех видов буровых растворов.

Для оценки влияния твердой фазы среднего (по стандартам АНИ) размера (ц = 74 - 200 мкм) на технологические параметры исходного полисахаридного бурового раствора (ИР) проводились специальные эксперименты.

В качестве модели глиносодержащей выбуренной породы взят куганакский глинопорошок (КГП), показатель коллоидальности которого составляет 48%.

Проведенные исследования показали, что глинистая фаза повышает условную вязкость, динамическое и статическое напряжения сдвига. С увеличением температуры интенсивность роста реологических показателей понижается. В большинстве экспериментов концентрация коллоидной фазы прямо пропорционально влияет на значения структурно-реологических параметров. Кроме того, наблюдается тенденция снижения показателя нелинейности с ростом концентрации.

Рост статического напряжения сдвига (СНС) во времени и ВНСС у ИР при добавлении глинопорошка говорит об увеличении структурно-механических свойств полученной суспензии вследствие адсорбции макромолекул полимеров на тонкодисперсных частицах глины. Наличие большого количества частиц коллоидного размера, «встроенных» в биополимерный структурный каркас, укрепляет его при низких скоростях сдвига (повышение ВНСС на 202% при добавлении 15% КГЦ).

Проведенные серии экспериментов при различных концентрациях биополимера и стабилизатора показали, что полисахаридный буровой раствор при нагревании и загрязнении глинистой фазой ведет себя достаточно предсказуемо; технологические параметры могут быть спрогнозированы при известном составе. Это дает основание говорить о возможности применения регрессионных моделей для описания свойств промывочных жидкостей с различными компонентным и фазовым составами в условиях повышенных температур, а также в условиях агрессии пластовых вод.

Промысловый опыт применения полисахаридных буровых растворов в Западной Сибири показывает, что существующие регуляторы вязкости и ингибиторы диспергирования выбуренной породы, разработанные в большинстве своем для глинистых растворов, применительно к биополимерным промывочным жидкостям малоэффективны (таблица 4).

Таким образом, ингибирующие добавки в большинстве своем инактивны по отношению к глинистым частицам, на поверхности которых адсорбированы молекулы солестойких полисахаридных реагентов.

Таблица 4 - Влияние ингибирующих добавок в составе "заглинизированного" полисахаридного бурового раствора на его технологические параметры.

Буровой раствор УВ, с ПВ, мПа-с дне, дПа КП, с' снс, дПа ПФ, мл ВНСС, сПз

ИР 28 12,0 62 519 34/43 5,8 10778

ИР + 15% КГП (ИР*) 41 16,0 96 599 38/72 7,4 32593

ИР* + 0,1%НТФ 39 15,0 107 713 38/53 6,2 37418

ИР* + 1% гумат калия 40 15,0 102 680 38/67 5,8 33557

ИР* + 0,015% ПАА 51 16,0 128 800 53/66 6,4 41798

ИР* + 0,2% акрилат 43 17,0 107 629 35/50 6,0 36038

ИР* + 5% KCl 37 17,5 88 503 32/68 6,2 28577

ИР* + 3% NH4C1 38 17,0 92 541 32 /70 6,6 26096

ИР* +1% СаС12 40 17,5 77 440 29/81 6,3 16618

ИР* +1% MgCh 39 17,0 96 565 34/91 6,2 26696

ИР* + 0,1% ОЭДФК 38 15,0 102 680 38/67 8,4 35166

ИР* + 3% силикат натрия 48 2 0,0 96 479 36/57 6,8 20692

ИР* + 0,1% ГКЖ-К 36 15,5 96 587 41/86 7,0 35166

ИР* + 5% Гликойл 39 15,0 86 573 34/66 7,0 29656

Ввиду сложности и малой изученности процессов взаимодействия в биополимер-глинистой системе, подбор ингибиторов диспергирования глинистой фазы проводят в основном эмпирическим путем, пользуясь известным перечнем реагентов, разработанных для глинистых растворов. Несмотря на большой объем применения полисахаридных промывочных жидкостей во многих регионах России и за рубежом, вопрос снижения диспергирования глинистой фазы в них остается открытым.

На основании проведенных исследований разработан состав (таблица 5) и технология приготовления и применения ингибирующего полисахаридного бурового раствора.

Способность бурового раствора выносить выбуренную породу из наклонных участков ствола скважины (при заданной производительности буровых насосов) определяется показателями нелинейности пр и па промывочной жидкости при скоростях сдвига, характерных в большинстве случаев для бурильных труб и затрубного пространства соответственно. В случае, если значения зенитных углов превышают 45-65°, большую роль в транспорте шлама из пологих участков скважины играют вязкостные свойства бурового раствора при низких скоростях сдвига. По мнению зарубежных авторов, значение показателя ВНСС для горизонтальных скважин должно быть не менее 21000 сПз.

Таблица 5 - Технологические параметры и состав ингибирующего полисахаридного бурового раствора________

Состав Р., кг/м УВ, с ПВ, мПа-с дне, дПа СНС, дПа внсс, сПз рн ПФ, мл Пр / ч.

Пресный раствор (ПР): 0,2% Сонцид 8103 + 3% Фито РК + + 0,5% Гаммаксан + 0,1% ГКЖ Минерализованный раствор (МР): 10% №01+ 1,2%СаС12 + + 2,56% \lgCl2 х 6Н20 + 5% КС1 ПР:МР =1:1 + 5% Карбонатный утяж. + + 0,5% Лубриойл + 3% Полигликоль 1135 25 10,0 46 15/ 20 4100 9,09 4,9 0,597 0,447

Пресный раствор (ПР): 0,2% Сонцид 8103+3% Фито РК + + 0,6% Гаммаксан Минерализованный раствор (МР): 8%КаС1 + 1,2% СаС12 + + 2,56% М%С12 х 6Н20 + 5% КС1 ПР: МР = 1:1 + 5% Карбонатный утяж. + 0,5% Лубриойл + 3% Полигликоль 1120 26,5 12,0 50 18/ 26 4500 6,60 4,6 0,616 0,459

Пресный раствор (ПР): 0,2% Сонцид 8103 + 3% Фито РК + + 0,7% Гаммаксан Минерализованный раствор (МР): 10% №С1+ 1,2%СаС12 + + 2,56% МЕС12Х 6Н20 + 5% КС1 ПР: МР = 1:1 + 5% Карбонатный утяж. + 0,5% Лубриойл + 3% Полигликоль 1140 30 13,0 65 18/ 26 10000 6,72 5,5 0,576 0,492

При необходимости повышения транспортирующей способности ингибирующего полисахаридного бурового раствора, а также изменения других технологических параметров, следует произвести его технологическую обработку - изменить концентрацию составляющих химических реагентов. Для обоснования способа обработки бурового раствора в каждом конкретном случае требуется иметь представление о поведении данной системы, выраженное в математической модели.

В пятой главе изложен принцип разработки алгоритма управления свойствами буровых растворов.

Задачи оптимизации химической кинетики относятся к классу экстремальных задач, к решению которых существует два подхода. Первый заключается в том, чтобы изучить механизм процесса, а затем создать его теорию. Именно так обстоит дело с построением кинетических схем реакций. Второй подход - экспериментальный, когда экстремальные задачи решаются при неполном знании механизма явлений. Этот подход используется при проектировании и оптимизации состава буровых растворов.

Таким образом, если зависимости выведены из теоретических соображений, то они могут быть приближенно представлены в виде системы обыкновенных нелинейных дифференциальных уравнений. Если же в основе построения зависимостей лежат экспериментальные исследования, то постулируется параметрическая зависимость (для построения математической

модели свойств буровых растворов используется множественная полиномиальная регрессия).

Результаты исследования влияния технологических и геологических факторов на параметры полисахаридных промывочных жидкости позволяют сделать следующие допущения при создании математической модели:

1) минерализация раствора, происходящая при попадании пластовых вод, не оказывает какого-либо значительного эффекта на технологические параметры раствора, кроме разбавления;

2) обработка бурового раствора качественным бактерицидом сохраняет достаточную ферментативную устойчивость, а влияние биодеструкции не существенное;

3) влияние таких процессов, как адсорбция полимерных реагентов, механодеструкция, биодеструкция отражается только на уменьшении эффективной концентрации стабилизатора и структурообразователя;

4) интенсивность физико-химического взаимодействия между компонентами бурового раствора достаточно низкая и не играет заметной роли в связи с высокими темпами строительства скважин на море.

С учетом всех изложенных допущений в качестве варьируемых показателей приняты следующие факторы:

- концентрация крахмала Фито-РК (масс. %),

- концентрация биополимера Гаммаксан (масс. %),

- общее содержание твердой фазы (кг/м3),

- содержание коллоидной фазы (кг/м3),

- температура (°С).

Для оптимизации состава и управления свойствами бурового раствора ставятся и решаются прямая и обратная задачи. Прямая задача - построение математической модели свойств раствора, то есть определение на основании эксперимента коэффициентов (таблица 6) следующего уравнения регрессии: у, = ь01 +ьихх+ь21х2 + ьмх,+ьих, + ь51х5+ьп1х}х2+ътх,хг + ьшххх, +

+ъ\ах\хъ +ъ2г;х2х1+ь2»х2х* +ътхгх5 + ъи.х2х4 + ь}51х3х5 + ь4}1х4.х} +

+М2 +Ь221Х2 +ЬШХ3 +ЬЫХ4 +ЬМХ5>

где Ьь- искомые коэффициенты уравнения регрессии;

Х1...Х5 - варьируемые в ходе эксперимента факторы (независимые переменные);

У, - определяемая функция.

Для проверки адекватности математической модели была проведена серия повторных экспериментов по базовым точкам (таблица 7).

Таблица 6 — Коэффициенты уравнений регрессии

Показатель Показания ротационного вискозиметра УВ СНС-Юсек СНС-Юмин ПФ

србОО ф300 фЮО Ч>3

Ьо 45,667 32,350 20,581 6,701 41,309 36,443 51,545 9,892

ь, 4,590 3,011 1,375 -0,177 4,255 -0,507 -1,24 -1,041

ъ2 10,711 8,801 6,360 2,752 11,923 13,416 18,160 -0,333

ъ3 2,132 1,273 0,652 0,108 0,870 0,609 1,600 -0,384

Ь4 8,119 6,139 4,161 1,534 7,000 5,303 6,901 1,605

Ъз -6,074 -4,020 -1,927 -0,469 -6,773 -1,814 -3,208 2,932

Ь,2 0,020 0,024 -0,022 -0,252 1,552 -1,283 -2,144 0,310

Ь,з 0,331 0,182 0,088 -0,104 0,691 -0,609 1,354 -0,159

Ь/4 1,908 1,269 0,926 0,301 2,931 1,240 1,069 -0,413

Ъ„ -0,670 -0,389 -0,060 0,050 -1,263 -0,122 -0,302 0,175

Ъ23 -0,677 -0,445 -0,334 -0,201 -1,015 -1,000 -1,711 -0,122

Ь24 1,966 1,630 1,227 0,478 4,278 1,341 0,349 -0,323

Ь2, -0,124 -0,224 0,071 -0,033 -2,582 0,008 0,223 -0,026

Ь34 0,361 0,360 0,37 0,062 0,651 0,333 0,321 0,058

Ъ35 -0,579 -0,332 -0,154 -0,067 -1,230 -0,241 -0,569 -0,143

Ь45 -1,251 -0,732 -0,244 -0,088 -1,977 -0,052 0,308 0,730

Ьи 0,068 0,327 0,082 0,565 0,285 0,001 0,001 0,023

Ь22 0,705 0,922 0,059 -0,001 0,111 -0,004 1,000 -0,001

Ьзз 0,302 0,032 0,007 0,094 0,773 0,966 0,011 0,022

Ь44 1,354 1,020 0,852 0,121 0,870 -0,002 0,411 -0,001

Ьзз -0,667 0,048 0,002 -0,002 -0,134 -0,001 -0,217 0,460

Таблица 7 - Проверка адекватности математических моделей

Показатель фбоо фЗОО фЮО Ф3 УВ снс- Юсек снс- Юмин ПФ

0,087 0,091 0,131 0,236 1,341 0,187 0,240 0,331

адекв адекв адекв адекв адекв адекв адекв адекв

Для описания технологических параметров полисахаридных буровых растворов уравнения регрессии приняты в виде полиномов второго порядка, что обусловлено физическим смыслом зависимости свойств раствора от его компонентного состава и технологических факторов. Обратная задача -определение состава раствора по его технологическим параметрам. Ее решение сводится к минимизации выбранного технологического критерия (в рассматриваемом случае в качестве критерия взято произведение коэффициентов нелинейности в трубе п(р) и затрубном пространстве п(а)) с одновременным удовлетворением ограничений на остальные параметры:

ymin <F.< y-max /=/,...,И;

F*= fy • 7,2 min,

где Yf"" иУ/""* - нижняя и верхняя проектные границы для г-го свойства; ji и}2 - индексы коэффициентов нелинейности;

У - критерий оптимизации.

Для оптимизации состава раствора обратная задача решается однократно для проектных интервалов свойств, а для оперативного управления технологическими параметрами - двукратно (для фактического и проектного наборов свойств раствора). В данном случае речь идет об определении эквивалентного содержании основных компонентов, оказывающих значительное влияние на структурно-реологические и фильтрационные характеристики промывочной жидкости. После этого производится пересчет процентного содержания компонентов раствора на объем циркуляции и определяется способ и количественный состав технологической обработки.

Таким образом, на основании промысловых работ и результатов лабораторных исследований разработан алгоритм управления свойствами буровых растворов в процессе строительства скважины. На его основе создана программа по регулированию свойств ингибирующего бурового раствора с высокой транспортирующей способностью (ИБРВТС) путем оптимизации способа его технологической обработки.

В шестой главе показаны результаты применения полимер-гликолевого ингибирующего бурового раствора (ПГИБР) при строительстве поисково-разведочных скважин на месторождениях Обской и Тазовской губ (Северо-Каменномысское, Каменномысское-море, Чугорьяхинское, Семаковское-море, Обское), а также разработанного ингибирующего полисахаридного бурового раствора.

Наличие полигликоля в ПГИБР и низкие значения показателя фильтрации позволили качественно вскрыть продуктивный пласт и существенно снизить интенсивность его загрязнения глинистой фазой, однако общая эффективность ингибирующего действия этого раствора оказалась недостаточно высокой.

Разработанный ингибирующий буровой раствор ИБРВТС был испытан при строительстве опытной скважины на Пермяковском месторождении в Западной Сибири. Информация о естественной влажности глинистых пород разреза была получена из результатов комплекса исследований, проведенных при бурении параметрической скважины на данном месторождении. С учетом этих данных, а также результатов экспериментов по адсорбции влаги на образцах породы (из кернового материала) подбиралась активность дисперсионной среды ИБРВТС (таблица 8).

Применение ИБРВТС позволило снизить средние значения коэффициента кавернозности ствола (интервал бурения под эксплуатационную колонну) с

1,32-1,39 до 1,16 (по сравнению с аналогичными скважинами, пробуренными с использованием полигликолевого ингибирующего бурового раствора - ПИБР).

Таблица 8 - Влияние активности жидкой фазы ИБРВТС на адсорбционное давление на границе взаимодействия с горной породой_

Интервал бурения Естественная влажность, % Активность ао/ар Адсорбционное давление Рмс, МПа

глинистой породы, ао жидкой фазы ИБРВТС, а„

800-1200 9-12 0,74-0,80 0,88 0,84-0,91 13,1-24,1

1200-1700 8-10 0,72-0,76 0,81 0,89-0,94 8,6-16,1

1700-2200 6-9 0,65-0,72 0,80 0,81-0,90 16,1-29,2

Проведенные промысловые испытания ИБРВТС показывают перспективность применения ингибирующих полисахаридных промывочных жидкостей в обвалоопасных интервалах бурения, представленных глиносодержащими горными породами. Для проведения технологической обработки бурового раствора целесообразно использовать разработанный алгоритм регулирования его параметров.

Основные выводы и результаты

1. Установлено, что для условий арктического шельфа возможно повышение ингибирующей способности буровых растворов путем создания полупроницаемых адсорбционных экранов, значительно снижающих интенсивность гидратации.

2. Проведена подборка ингибирующих добавок, обеспечивающих снижение адсорбционного давления системы глинистая порода - буровой раствор с 30-45 МПа (для полимеркалиевого) до 12-20 МПа, с использованием образцов обвалоопасных горных пород, характерных для месторождений арктического шельфа и Западной Сибири. Предложена технология их применения.

3. Получены аналитические зависимости для регулирования параметров, характеризующих влияние скорости сдвига, температуры, минерализации, биодеструкции, концентрации стабилизаторов и регуляторов вязкости, твердой фазы, в том числе коллоидной на эксплуатационные показатели полисахаридных промывочных жидкостей.

4. Разработан алгоритм оперативного регулирования технологических параметров полисахаридного бурового раствора, позволяющий строго выдерживать проектные значения технологических параметров промывочной жидкости на всех этапах строительства скважины.

5. Разработан полимер-гликолевый ингибирующий буровой раствор (ПГИБР) и полисахаридный буровой раствор с высокой транспортирующей

способностью (ИБРВТС) для строительства наклонно направленных скважин в сложных горно-геологических условиях.

ПГИБР успешно использовался при строительстве скважин на пяти газовых месторождениях акватории Обско-Тазовской губы.

ИБРВТС успешно апробирован на Пермяковской площади в Западной Сибири. По результатам промысловых испытаний получено снижение коэффициента кавернозности ствола скважины на 14% по сравнению с базовьм раствором, а также снижение среднего размера каверн на 55%.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих научных трудах, из них № 3, 7, 8 - в журналах, включенных в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий, выпускаемых в Российской Федерации в соответствии с рекомендациями ВАК Министерства образования и науки РФ:

1. Мулюков P.A. Математическое моделирование и оптимизация рецептуры буровых растворов / P.A. Мулюков, И.З. Мухаметзянов, В.Ю. Клеттер, B.C. Михайлов, АЛ. Мандель // Материалы Международной научно-технической конференции «Повышение качества строительства скважин». -Уфа, 2005.-С. 217-220.

2. Линд Ю.Б. Математическое моделирование буровых растворов / Ю.Б. Линд, В.Ю. Клеттер II Материалы VIH Всероссийской конференции молодых ученых по математическому моделированию и информационным технологиям. - Новосибирск, 2007. - С. 122.

3. Мандель АЛ. Программное управление свойствами бурового раствора на водной основе / А.Я. Мандель, P.A. Мулюков, В.Ю. Клеттер, И.З. Мухаметзянов, О.Ф. Кондрашев // Нефтегазовое дело т.5 №1. - Уфа, 2007. - С. 42-45.

4. Клеттер В.Ю. Программное управление технологическими параметрами буровых растворов / В.Ю. Клеттер, Ю.Б. Линд // Материалы VIII Международной научно-технической конференции «Информационно-вычислительные технологии и их приложения». - Пенза, 2008. - Т. 1, С. 205208.

5. Линд Ю.Б. Оперативное управление свойствами буровых растворов в процессе строительства скважин / Ю.Б. Линд, В.Ю. Клеттер // Материалы I научно-технической конференции молодых ученых-специалистов ООО «Башнефть-Геопроект». - Уфа, 2009. - С. 151-154.

6. Ахматдинов Ф.Н. Современные технологии в управлении свойствами буровых растворов для строительства скважин в сложных горно-геологических условиях / Ф.Н. Ахматдинов, P.M. Гилязов, P.A. Мулюков, Ю.Б. Линд, В.Ю. Клеттер // Материалы Всероссийсикой научно-практической конференции «Новые технологии и безопасность при бурении нефтяных и газовых скважин».

-Уфа, 2009.-С. 46-51. ^

7. Линд Ю.Б. Оптимизация состава буровых растворов и оперативное управление их свойствами / Ю.Б. Линд, В.Ю. Клеттер, Ф.Н. Ахматдинов, P.A. Мулкжов // Нефтяное хозяйство. - 2009. - №5, С. 90-93.

8. Клеттер В.Ю. Применение информационных технологий для управления параметрами буровых растворов в процессе строительства скважин / В.Ю. Клеттер, Ю.Б. Линд, Ф.Н. Ахматдинов, P.M. Гилязов, P.A. Мулюков // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 10, С. 49-51.

9. Патент № 2374292 РФ. Ингибирующий буровой раствор / АЛ. Мандель, P.A. Мулюков, В.Ю. Клеттер // БИ. - 2009. - №33.

10. Клеттер В.Ю. Эффективность применения ингибирующих буровых растворов при строительстве скважин на месторождениях ОАО «АНК «Башнефть» / В.Ю. Клеттер // Материалы 1 научно-технической конференции молодых ученых-специалистов ООО «Башнефть-Геопроект». - Уфа, 2009. - С. 147-150.

11. Мулюков P.A. Разработка и применение биополимерных буровых растворов для строительства скважин в условиях Урало-Поволжья / P.A. Мулюков, В.Ю. Клеттер, В.А. Докичев И Материалы II научно-технической конференции «Китайско-Российское научно-техническое сотрудничество. Наука - Образование - Инновации». - КНР. Урумчи, 2009. - С. 27.

Фонд содействия развитию научных исследований Подписано к печати 05.05.20101 г. Бумага писчая. Заказ №200. Тираж 90 экз. Ротапринт ГУЛ «ИПТЭР», 450055, г. Уфа, проспект Октября, 144/3.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Клеттер, Владимир Юрьевич

ВВЕДЕНИЕ

1 ОСОБЕННОСТИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА

1.1 Геолого-технические условия строительства скважин на месторождениях арктического шельфа

1.2 Буровые растворы, применяемые при строительстве скважин в сложных горно-геологических условиях

1.2.1 Геолого-физические факторы устойчивого состояния стенок скважины

1.2.2 Ингибирующие буровые растворы

1.2.3 Технологические проблемы бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин

1.3 Требования и основные направления совершенствования технологий получения и применения буровых растворов для строительства скважин в условиях арктического шельфа

1.4 Цели и задачи исследований

2 ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДОВ ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

2.1 Анализ методов оценки устойчивости ствола скважины

2.1.1 Оценка устойчивости стенок скважины по деформации глинистых пород

2.1.2 Физико-химические методы оценки устойчивости глинистых пород

2.2 Методы проведения экспериментальных исследований ингибирующей способности буровых растворов

2.2.1 Методика проведения исследований ингибирующей способности на тестере динамики набухания глинистых сланцев

2.2.2 Определение диспергирующей способности буровых растворов

2.3 Приборы и средства для исследования технологических параметров промывочных жидкостей

2.4 Выводы

3 ИССЛЕДОВАНИЕ И ПОДБОР ИНГИБИРУЮЩЕЙ ОСНОВЫ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

3.1 Механизм гидратации глинистых пород

3.2 Разработка методов снижения гидратационных напряжений на контакте буровой раствор - глинистая порода

3.2.1 Термодинамические показатели процесса гидратации

3.2.2 Получение полупроницаемой границы мембранного типа

3.2.3 Определение условий компенсации адсорбционного давления

3.2.4 Исследование сорбции паров воды в системе глина - буровой раствор

3.3 Исследование ингибирующей способности буровых растворов

3.4 Выводы

4 РАЗРАБОТКА СОСТАВОВ ПОЛИСАХАРИДНЫХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

4.1 Исследование и подбор полисахаридных реагентов

4.1.1 Исследование реологических свойств биополимерных реагентов

4.1.2 Исследование солестойких реагентов-стабилизаторов

4.2 Влияние геолого-технологических факторов на свойства полисахаридных буровых растворов

4.2.1 Влияние высоких сдвиговых напряжений на реологию растворов биополимеров

4.2.2 Микробиологическая деструкция полисахаридов

4.2.3 Влияние температуры

4.2.4 Влияние коллоидной фазы

4.3 Исследование способов снижения наработки бурового раствора коллоидной фазой

4.4 Разработка составов ингибирующих полисахаридных буровых растворов

4.5 Выводы

5 УПРАВЛЕНИЕ СВОЙСТВАМИ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ В ПРОЦЕССЕ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН

5.1 Буровой раствор как объект управления

5.1.1 Составление математической модели

5.1.2 Методы математического моделирования

5.1.3 Численная реализация методов

5.2 Разработка алгоритма управления технологическими свойствами промывочных жидкостей в процессе бурения скважин

5.3 Программное управление свойствами бурового раствора на примере ИБРВТС

5.4 Выводы

6 РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОМЫСЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ

6.1 Применение полигликолевых буровых растворов при строительстве скважин на Обской губе

6.2 Испытания ингибирующего полисахаридного раствора в Западной Сибири

6.3 Выводы 136 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование буровых растворов для строительства скважин на акватории арктического шельфа"

Освоение нефтегазовых месторождений шельфа арктических морей России требует применения специальных технологий и технических средств при строительстве нефтяных и газовых скважин, что, прежде всего, связано со специфическими горно-геологическими и климатическими условиями, а также требованиями экологической безопасности в районах ведения работ.

До сегодняшнего дня буровые работы в данном регионе ограничивались лишь разведочным бурением. Однако, согласно планам Министерства природных ресурсов РФ, уже с 2010 году в Печорском море и, в дальнейшем, в Обской губе, будут развернуты морские основания для строительства эксплуатационных скважин.

В связи с высокой стоимостью морского бурения разработку шельфовых месторождений планируют осуществлять кустовым способом с минимального числа платформ скважинами с большим смещением забоя.

Как известно, многие осложнения, возникающие при бурении сильно искривленных и горизонтальных скважин, так или иначе, связаны с применяемым буровым раствором. Плохая очистка скважины, избыточный крутящий момент, сопротивление расхаживанию бурильной колонны, зашламление ствола, прихваты бурильного инструмента, нарушение устойчивости стенок скважин, потеря циркуляции, кольматация приствольной зоны, осложнения при спуске каротажных снарядов и другие проблемы, сильно замедляющие и удорожающие бурение, как правило, являются следствием несоответствия бурового раствора условиям бурения.

Наибольшее число осложнений и аварий связано с разбуриванием неустойчивых глинистых пород. Трудность решения этой сложной научно-технической проблемы усугубляется большим многообразием условий бурения и зачастую отсутствием достаточно полной информации об особенностях состава, физико-механических и физико-химических свойств разбуриваемых пород.

Основными методами повышения устойчивости глинистых пород являются: во - первых, увеличение плотности бурового раствора с целью компенсации порового давления в глинах и, во - вторых, усиление ингибирующих свойств бурового раствора для препятствия гидратации и диспергированию пород.

Для бурения в потенциально неустойчивых глинистых породах разработана широкая гамма растворов с различным уровнем ингибирующего действия, например, кальциевые (известковые, гипсовые, хлоркальциевые), малосиликатные, калиевые и их разновидности (гипсокалиевые, алюмокалиевые), а также инвертные эмульсии с регулируемой активностью водной фазы.

Несмотря на то, что растворы на углеводородной основе в силу уникальных свойств (и, прежде всего, отсутствия в них водной фазы) являются идеальными для бурения скважин, осложненных осыпями и обвалами неустойчивых пород, их применение в РФ, особенно в морских условиях, строго ограничено.

Гораздо чаще в мировой практике применяются ингибированные растворы на водной основе. Естественно, в этом случае полностью предотвратить увлажнение и снижение устойчивости глинистых пород нельзя, но возможно снизить темп их разупрочнения до уровня, обеспечивающего нормальное бурение скважины в течение определенного периода времени, определяемого как физико-химическими свойств и бурового раствора, так и свойствами пород (геолого-петрографическими, минералогическими, физико-химическими и др.) и условиями их залегания. Важным на наш взгляд является создание высокоингибированных систем буровых растворов и управление их свойствами с учетом специфики горногеологических условий проводки скважины.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Клеттер, Владимир Юрьевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Установлено, что для условий арктического шельфа возможно повышение ингибирующей способности буровых растворов путем создания полупроницаемых адсорбционных экранов, значительно снижающих интенсивность гидратации.

2. Проведена подборка ингибирующих добавок, обеспечивающих снижение адсорбционного давления системы глинистая порода — буровой раствор с 30-45 МПа (для полимеркалиевого) до 12-20 МПа, с использованием образцов обвалоопасных горных пород, характерных для месторождений арктического шельфа и Западной Сибири. Предложена технология их применения.

3. Получены аналитические зависимости для регулирования параметров, характеризующих влияние скорости сдвига, температуры, минерализации, биодеструкции, концентрации стабилизаторов и регуляторов вязкости, твердой фазы, в том числе коллоидной на эксплуатационные показатели полисахаридных промывочных жидкостей.

4. Разработан алгоритм оперативного регулирования технологических параметров полисахаридного бурового раствора, позволяющий строго выдерживать проектные значения технологических параметров промывочной жидкости на всех этапах строительства скважины.

5. Разработан полимер-гликолевый ингибирующий буровой раствор (ПГИБР) и полисахаридный буровой раствор с высокой транспортирующей способностью (ИБРВТС) для строительства наклонно направленных скважин в сложных горно-геологических условиях.

ПГИБР успешно использовался при строительстве скважин на пяти газовых месторождениях акватории Обско-Тазовской губы.

ИБРВТС успешно апробирован на Пермяковской площади в Западной Сибири. По результатам промысловых испытаний получено снижение коэффициента кавернозности ствола скважины на 14% по сравнению с базовым раствором, а также снижение среднего размера каверн на 55%.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Клеттер, Владимир Юрьевич, Уфа

1. Методика определения механической устойчивости стенок скважины. Башнипинефть / P.M. Гилязов, Н.Я. Семенов, Е.В. Тайгин. - Уфа, 2000. — 8 с.

2. Попов А.Н., Головкина Н.Н. Прочностные расчеты стенок скважины в пористых породах: Учеб. Пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2001. - 70 с.

3. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Рябченко В.И. Технология промывки скважин. М.: Недра, 1981. - 303 с.

4. Филиппов Е.Ф. Разработка ингибирующего бурового раствора, обеспечивающего устойчивость глинистых разрезов и достоверную интерпретацию результатов геофизических исследований скважин // Дисс.: канд. техн. наук. Краснодар. — 2006

5. Лушпеева О.А. Научные обобщения и технологические разработки по повышению качества, эффективности и экологической безопасности буровых работ на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». Автореф. дисс.: докт. техн. наук — Тюмень, 2007. 50 с.

6. Патент РФ на изобретение № 2374292. Ингибирующий буровой раствор. Авт. Мандель А.Я., Мулюков Р.А., Клеттер В.Ю., Акопян Э.Б., Карцев А.Ю. Опубл. Б.И. №33, 27.11.2009.

7. Андресон Б.А. Разработка и внедрение физико-химических методов и технологических процессов для повышения эффективности бурения и заканчивания скважин в сложных условиях. Автореф. дисс.: докт. техн. наук Краснодар.: 1999. - 52 с.

8. Байдюк В.В., Зубарев В.Г., Переяслов А.Н. Использование данных о физико-механических свойствах горных пород для оценки устойчивости стенок скважин. // Тр. ВНИИБТ. 1975. - Вып. 33. - С. 26-33.

9. Байдюк Б.В., Шрейнер Л.А. Влияние напряженного состояния и влажности на устойчивость глинистых пород в скважинах. // Нефтепромысловое дело: Тр. Ин-та нефти АН СССР. М.: - 1958. - Т. П. - С. 240-263.

10. Блохин B.C., Терентьев В.Д. Повышение эффективности бурения глубоких скважин в аномальных геологических условиях. // Нефт. Хоз-во. — 1984. -№ 5.-С. 66-68.

11. Васильченко А.А. Напряженное состояние горных пород и устойчивость стенок скважины // Нефт. и газ. пром-сть. 1987. - № 2. - С. 25-27.

12. Войтенко B.C. Управление горным давлением при бурении скважин. — М.: Недра. - 1985.- 180 с.

13. Зубарев В.Г. О напряженном состоянии горных пород на стенках скважины // Нефт. хоз-во. 1980. - Вып. 10. — С. 27-36.

14. Свинцицкий С.Б., Гаджиев М.С., Кириллов А.С. Оценка устойчивости глинистых пород при формировании ствола скважины. // Бурение газовых и газоконденастных скважин: Э.И. / ВНИИЭгазпром. 1988. - Вып.6. - С. 8-11.

15. Ахмадуллин М.М., Аветисян Н.Г„ Целовальников В.Ф., Кошелев Н.Н. Современные представления о критической величине удельного веса промывочной жидкости. // Осложнения при бурении и цементировании скважин. Краснодар, - 1973. - С. 21-29.

16. Рабинович Н.Р., Шурыгин М.Н. Оценка устойчивости стенок скважины на основе теории трещин. // Нефт. хоз-во. 1983. - Вып. 8. - С. 22-24.

17. Рабинович Н.Р. Критерии устойчивости стенок скважины. // Нефт. хоз-во. 1988. -Вып.7. - С. 13-15.

18. Рабинович Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении. М.: Недра. - 1989. - 268 с.

19. Мухин Л.К. Буровые растворы на углеводородной основе для бурения в осложненных условиях и вскрытия продуктивных горизонтов: автореф. Докт. дис. М.:- 1971.

20. Теоретические основы инженерной геологии. Физико-химические основы. Под редакцией акад. Е.М. Сергеева. — М.: Недра. — 1985.-С. 283.

21. Новиков B.C. Критерии оценки ингибирующей способности буровых растворови устойчивости глинистых пород при бурении скважин // Проблемы нефтегазового комплекса России. Тез. докл. Всерос. научн.-технич. конф. 16-17 ноября 1995 г. — Уфа. С.28.

22. Новиков B.C. Критерии ингибирующих свойств буровых // Нефт. хоз-во.- 1999.-№6.-С. 11-15.

23. Злочевская Р.И. Связанная вода в глинистых грунтах. — М.: Из-во МГУ — 1969.- 175 с.

24. Допилко Л.И., Шарифуллин Ф.М. и др. Влияние показателя фильтрации полимерных буровых растворов на процесс бурения. // Экспресс -информация. Сер. Строительство скважин на суше и на море. 1991. - №2. -С. 10-13.

25. Муняев В.М., Бринцев А.И., Пономаренко Н.А. Новые высокоингибированные буровые растворы. // Обзорн. Информ. Сер. Техника и технология бурения скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1988. - 52 с.

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

27. Грей Д.Р., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов. М.: Недра, 1985.-509 с.

28. Самотой А.К. Прихваты колонн при бурении скважин М.: Недра, 1984.- 204 с.

29. Андерсон Б.А., Соловьев В.М., Мухин Л.К., Ангелопуло O.K. Влияние ингибированных промывочных жидкостей на устойчивость горных пород. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ. № 11. 1969. С. 19-21.

30. Серяков А.С., Мухин Л.К., Лубан В.З., Титоренко Н.Х., Хариев И.Ю. Электрическая природа осложнений и борьба с ними. М.: Недра, 1980. -134 с.

31. Роджерс В.Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей. — М.: Недра, 1967. 599 с.

32. Moore W.D. ARCO Drilling Horisontal Drainhole for Better Reservoir Placement. Oil and Gas J. - Sep. 1980. - № 15.

33. Muharry A. Horisontal Drilling Improves Recovery in Abu Dhabi. Oil and Gas J. - 1993. Vol. 91. - № 38. - p.p. 54-56.

34. Масляков А.П. Предупреждение кавернообразования при строительстве скважин. // Обзорн. информ. Сер. Техника и технология бурения скважин. — М.: ВНИИОЭНГ. - 1988. - 36 с.

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

36. Титаренко И.Х., Беликов В.А. и др. применение алюминатных промывочных жидкостей при бурении высокодиспергированных глин. // Тр. УкрНИГРИ. Вопросы глубокого бурения на нефть и газ. — Киев. 1976. - № 6.-С. 26-34.

37. Хариев И.Ю., Титоренко Н.П. Феррокалиевый буровой раствор с малым содержанием твердой фазы // Нефт. хоз. 1980. - № 4. - С. 25-27.

38. Гусев В.Г. и др. Высокоингибированный сверхутяжеленный буровой раствор // ЭИ, сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1986. - №3. - С. 9-11.

39. Хариев И.Ю., Титоренко Н.П., Сивец Л.И. Ферроакриловый буровой раствор с низким содержанием твердой фазы // Нефт. хоз. — 1980. № 4. - С. 25-27.

40. Окснер В.А., Урекешев С.С., Иргалиев Р.Х. Ингибированный буровой раствор на основе нитросоединений кальция // Экспресс-информ. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — М.: ВНИИОЭНГ. 1991. №2. - С. 31-34.

41. Андресон Б.А., Бочкарев Г.П., Галимов Д.А. Бурение глубоких скважин в зоне Урало-Поволжья и центральных районов РСФСР. Уфа. - 1987. - 71с.

42. Каретко О.Н., Сидорова Т.К. Бурение скважин в неустойчивых горных породах. Экспресс — информация. // Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1985. -С. 5-9.

43. Андресон Б.А., Минхайров K.JL, Шарипов А.У. и др. Буровой раствор малой плотности для бурения в обваливающихся породах // Нефт. хоз. — 1978. №9.-С. 16-19.

44. Кистер Э.Г., Липкес М.И. Хлоркальциевые глинистые растворы // Нефт. хоз. 1962. -№5. - С. 24-28.

45. Новиков B.C. Влияние ингибированных растворв на устойчивость глинистых пород при бурении скважин. // Дисс.: канд. техн. наук. М. — 1968.

46. Пеньков А.И., Левик Н.П. Буровые растворы для сложных условий бурения // Нефт. хоз. 1980. № 9. - С. 18-21.

47. Макаров Т.А., Дмитриева И.А. и др. Применение ингибированных растворов в осложненных условиях // Азерб. нефт. хоз. — 1986. №12. — С. 24-28.

48. Городнов В.Д., Тесленко В.Н., Тимохин И.М. и др. Исследование глин и новые рецептуры глинистых растворов. М.: Недра, - 1975. - 271 с.

49. Ангелопуло O.K., Подгорнов В.М., Аваков В.Э. Буровые растворы для осложненных условий. М.: Недра, 1988. 135 с.

50. Ангелопуло O.K. Минерализованные буровые растворы с конденсируемой твердой фазой. Автореф. дисс.: докт. техн. наук М, 1981. — 37 с.

51. Девятов Е.В. Особенности проводки скважин на Астраханском своде. // Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. Обзорн. информ. М.: ВНИИЭгазпром. - 1979. - №6. - 44с.

52. Крысин Н.И., Ишмухаметов A.M., Мавлютов М.Р., Крысина Т.И. Применение безглинистых полимерсолевых буровых растворов. — Пермь, 1982.-63 с.

53. Новиков B.C., Ананьев А.Н., Долгих А.Е. Результаты промышленных испытаний калиевого раствора. // РНТС, сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ. — 1977. -№ 6. -С. 32-36.

54. Липкес М.И., Щеткина Е.Д. и др. Применение калиевого раствора при бурении в сложных условиях // РНТС, сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ. 1981.- №3. С. 26-29.

55. Магеррамов С.Г., Джалилов Ф.Д. и др. Предотвращение осложнений в процессе бурения скважин с применением хлоркалиевого бурового раствора // Аз. нефт. хоз. 1987. - №9. - С. 58-59.

56. Андресон Б.А., Шарипов А.У., Минхайров К.Л. Полимерные буровые растворы за рубежом. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ. 1980. - 49 с.

57. Polymer drilling fluid stops hole washouts. — Ocean Industry. 1989, VIII vol. 24,-№8.-p. 20-21.

58. Резниченко И.Н. Приготовление, обработка и очистка буровых растворов. -М.: Недра, 1982.-230 с.

59. Витрик В.Г., Морзек Е.Р. и др. Разработка и промышленные испытания нового типа полимеркалиевого бурового раствора // НТЖ, сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море. — М.: ВНИИОЭНГ, 1997. № 8-9. - С. 19-21.

60. Green D., Petrson Т.Е., Glycerol based mud system resolves hole sloughing problems // World Oil. 1989. IX - Vol. 209. - № 3 - p.p. 50-51.

61. Bland R. Water based glycol systems acceptable substitute for oil-based mud.- Oil and Gas J., № 29. 1992, p.p. 54-58.

62. Drilling fluids. Swanson B.L. // USA Patent № 4425241.

63. Shale stabilising drilling mud and mode of its preparation // USA Patent № 4719021

64. Use of mono and polyalkylene glycol ethers as agents for the release of differentially stuck drill pipe. Keener J.G. // USA Patent № 4614235.

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

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

67. 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.p. 51-57.

68. Оганов С.А. Предупреждение аварий и осложнений при бурении горизонтальных скважин // Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море. М.: ВНИИОЭНГ. 1995. - №3. С. 11-14.

69. Aadnoy B.S., Chenevert М.Е. Stability of Highly Inclined Boreholes // Petroleum Engineer. 1987. - №12 - p.p. 364-374.

70. Gray G.R., Darly H.C., Rogers W.F. Composition and Properties of Oil Well Drilling Fluids. Fourth edition. Gulf Publishing Co., Houston. - 1987, p. 462.

71. Ракин B.A. Проблемы и пути решения задач промыслово-геофизических исследований горизонтальных и круто-наклонных скважин // Нефт. хоз. -1994. №8.-С. 11-16.

72. 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.

73. Конесев Г.В., Мавлютов М.Р., Попов А.Н., Рогачев К.А., Абдуллин В.Х., Зозуля В.П. Опыт применения пересыщенного солями бурового раствора с малым содержанием твердой фазы для борьбы с кавернообразованием. РНТС, ВНИИОЭНГ, сер. «Бурение», 1976, вып.4.I

74. Лопатин В.А., Мухин Л.К. Анализ осложнений при бурении глубоких скважин в неустойчивых глинах. / Бурение НТС / ВНИИОЭНГ. 1964. -Вып. 7.-С. 9-13.

75. Сейд-Рза М.К., Исмайлов Ш.И., Орман Л.И. Устойчивость стенок скважин. -М.: Недра. - 1981. - 175 с.

76. Симонянц Л.Е., Ромашев В.Н., Власов Г.Р. Исследование боковой составляющей горного давления в глинистых и соленосных отложениях. // Нефт. хоз-во. 1982. - Вып. 6. - С. 20-22.

77. Мухин Л.К., Соловьев В.М. О методике приготовления искусственныхкернов горных пород. // Бурение: ЭИ / ВНИИОЭНГ. 1970. - Вып. 1.

78. Сеид-Рза М.К., Фаталиев М.Д., Фараджаев Г.Г. и др. Устойчивость горных пород при бурении скважин на большие глубины. — М.: Недра. — 1972.- 183 с.

79. Сеид-Рза М.К. Технология бурения глубоких скважин в осложненных условиях. Баку: Азернефть. - 1963. - 355 с.

80. Сейд-Рза М.К., Имайлов Ш.И., Орман JI.M. О возможности прогнозирования и управления горным давлением в процессе бурения. // Азерб. нефт. хоз-во. 1980. - Вып. 10. - С. 24-27.

81. Мухин Л.К., Соловьев В.М., Табунченко В.Н. Физико-химическая модель приствольной зоны скважины пробуренной в неустойчивых отложениях. // Бурение: РНТС / ВНИИОЭНГ. 1980. - Вып. 6.

82. 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.

83. Жигач К.Ф., Яров А.Н. Об оценке набухаемости глин // Изв. вузов. Нефть и газ. 1959. - № 19. - С. 13-18.

84. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. М.: Недра. 1984.-228 с.

85. Ахмадеев Р.Г. Особенности бурения скважин в глинистых породах. // Разработка нефтяных и газовых месторождений. Итоги науки и техники / ВИНИТИ.-М.:- 1977.-С. 53-108.

86. Паус К.Ф. Буровые растворы. М.: Недра. - 1973. - 360 с.

87. Зозуля Г.П., Паршукова Л.А. Комплексный подход к использованию лабораторных и промысловых методов контроля за устойчивостью стенок скважин в глинистых отложениях. М.: ВИНИТИ, № 2976-В94, деп. 20.12.94.28 с.

88. Усынин А.Ф. Особенности деформирования глинистых пород в растворах электролитов. // Тр. / ВНИИГНИ. 1983. - Вып. 247. - С. 38-49.

89. Методика оценки ингибирующих свойств буровых растворов: РД 39-2813-82 // ОАО «НПО «Бурение». Краснодар, 1982. 3 с.

90. Chenevert M.E. Shale Alteration by Water absorbtion // JPT. 1970 Хя9. -p.p. 1141-1148.

91. Методика контроля параметров буровых растворов: РД 39-0014700 1-7732004 // ОАО «НПО «Бурение». Краснодар, 2004. - 136 с.

92. Авдеев А.И., Ропянский А.Ю. и др. Строительство горизонтальных скважин в ПО «Нижневолжскнефть» // Нефтяное хозяйство. 1993. — j\/o9. С. 36-39.

93. Калугин М.В., Зубарев В.Г., Пешалов Ю.А., Козорезов А.А. ОсобецхюСТИ бурения скважин в Северном море. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ. — 1980. — 71 с.

94. Урманчеев В.И., Мнацаканян О.С. Опыт бурения разведочных сьсважин на Арктическом шельфе России. // Тр. VII Международной конференции «Освоение шельфа Арктических морей России». С-Петербург, 2001. — Q 95. 97.

95. Лебедев О.А., Сидоров Н.А. Условия бурения и конструкции сквалжин на морских месторождениях. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ. 1979. -40 с.

96. Долгунов К.А., Мартиросян В.Н. Состояние и перспективы нефтегазового потенциала шельфа Российской Арктики. // Тр. VII Международной конференции «Освоение шельфа Арктических морей России». С-Петербург. 2001.-С. 112-115.

97. 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,

98. Пронкин А.П., Хворостовский И.С., Хворостовский С.С. 1У1орские буровые моноопорные основания. Теоретические основы проектирования и эксплуатации. — М.: Недра. — 2002. — 303 с.

99. Самойлова О .Я. О гидратации ионов в водных растворах. // АЫ СССР, отд. хим. наук. 1953. — Вып. 2. - С. 242-250.

100. Овчаренко Ф.Д., Белик Ф.А., Тарасевич В.И. Адсорбция углеводородов на глинистых минералах. // Колл. журнал. 1968. — Т. IXXX, Вып. 3. — с. 408-413.

101. Кульчицкий Л.И. Роль воды в формировании свойств глинистых пород. -М.: Недра. 1975. -212 с.

102. Новиков B.C. Исследование и разработка методов предупреждения осложнений из-за кавернообразования при бурении глинистых отложений в Прикаспийской впадине. // Дисс.: докт. техн. наук. — Волгоград.-2000.-292 с.

103. Овчаренко Ф.Д. Гидрофильность глин и глинистых минералов. — Киев. — АН СССР.-1961.-291 с.

104. Глебов В.А., Липкес М.И. Влияние состава бурового раствора на темп разупрочнения глинистых пород. // Нефтяное хозяйство. М.: ВНИИОЭНГ. -1979.-Вып. 2.-С. 13-16.

105. Лушпеева О.А. Научные обобщения и технологические разработки по повышению качества, эффективности и экологической безопасности буровых работ на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». // Дисс.: докт. техн. наук. Тюмень, 2007. - 253 с.

106. Горькова И.М. Физико-химические исследования дисперсных осадочных пород в строительных целях. — М.: Стройиздат. 1976. — 149 с.

107. Городнов В.Д. Физико-химичесике методы предупреждения осложнений в бурении. М.: - Недра. - 1984. - 228 с.

108. Осипов В.И. Природа прочностных и деформационных свойств глинистых пород. М.: - Изд-во МГУ. - 1979. - 232 с.

109. Ребиндер П.А. Физико-химическая механика дисперсных структур. // Физико-химическая механика дисперсных структур. Сб., М., 1966. С. 3-16.

110. Chenevert М.Е. Shale Control with Balanced-Activity Oil-Continuos Muds // JPT.- 1970.-№ 10.-P. 1309-1316.

111. Jaffrey G. Southwick, Hoosung Lee, Alexander M. Jameson, and John Blackwell. Self-Association of xanthan in aqeous solvent-systems//Carbohydrate Research. 1980. - Vol. 84. - P. 287-295.

112. Кашкаров Н.Г., Нагимов Д.Р., Шумилкина O.B., Исаев С.П. Исследование механизма реодинамического эффекта эфиров целлюлоз при высоких напряжениях сдвига в потоке бурового раствора. — Бурение и нефть. 2007 №5. С. 27-29.

113. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. // М. Недра. 1972. 392 с.

114. Кашкаров Н.Г., Верховская Н.Н., Сенюшкин С.В., Исаев С.П. Геометрические исследования биодеструкции высоковязких полисахаридных компонентов буровых растворов. — Бурение и нефть. 2007 №6. С. 23-25.

115. Рябченко В.И. Управление свойствами буровых растворов. // М. Недра. 1990. 230 с.

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

117. Гилязов P.M. Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами. М: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2002. - 255 с.

118. Мыслюк М.А., Салыжин Ю.М. О выборе оптимальной рецептуры обработки бурового раствора. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море. 2003. - №4. - С. 35-38.

119. В.Н. Ботвинников. Оптимизация рецептуры ингибирующего хлоркалиевого бурового раствора. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море. — 2001. №4. — С. 22-24.

120. Васильченко С.В., Потапов А.Г., Мухин Б.М. Программа рационального планирования эксперимента для исследования свойств системы бурового раствора. // Фундаментальные проблемы нефти и газа. Т.З. — М.КРЦ «Газпром». 1996 - С.47-52.

121. Борисенко JI.B., Вартумян В.Г. Об оптимальном переводе бурового раствора из одной рецептуры в другую. Нефтяное хозяйство. М.: ВНИИОЭНГ, 1993. № 9. - с.9.

122. Линд Ю.Б., Клеттер В.Ю., Ахматдинов Ф.Н., Мулюков Р. А. Оптимизация состава буровых растворов и оперативное управление их свойствами // Нефтяное хозяйство. М.: ВНИИОЭНГ. 2009. №5, с. 90-93.

123. Клеттер В.Ю., Линд Ю.Б., Ахматдинов Ф.Н., Гилязов P.M., Мулюков Р.А. Применение информационных технологий для управления параметрамибуровых растворов в процессе строительства скважин // 1—ефтяное хозяйство. М.: ВНИИОЭНГ, 2009. №10, с. 49-51.

124. Математическая теория планирования эксперимента. / Под редакцией С.М. Ермакова. -М.: Наука, 1983. 329 с.

125. Протодьяконов М.М., Тедер Р.И. Методика рационального планирования экспериментов. М.: Наука, 1970. - 75 с.

126. Аветисов А.Г., Булатов А.И., Шаманов С.А. Методы при^сладной математики в инженерном деле при строительстве нефтяных и газовых скважин. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2003. - 239 с.

127. Ентов В.М., Полищук A.M. Движение аномальных жидхсостей в пористой среде. Реология (полимеры и нефть). Новосибирск, 1977. с. 144-148.

128. Андресон Б.А., Гибадуллин Н.З., Гилязов P.M., Кондрашев О.Ф. Физико-химические свойства применяемых полисахаридных Дуровых растворов для заканчивания скважин. Уфа, Монография. 2004. - 24-^7 с.