Улучшение качества буровых промывочных жидкостей применением модифицированных лигносульфонатов

Комкова, Людмила Павловна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Улучшение качества буровых промывочных жидкостей применением модифицированных лигносульфонатов
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Улучшение качества буровых промывочных жидкостей применением модифицированных лигносульфонатов"

На правах рукописи

Ж/-

КОМКОВА ЛЮДМИЛА ПАВЛОВНА

УЛУЧШЕНИЕ КАЧЕСТВА БУРОВЫХ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ ПРИМЕНЕНИЕМ МОДИФИЦИРОВАННЫХ ЛИГНОСУЛЬФОНАТОВ

Специальность 25.00.15-«Технология бурения и освоения скважин»

" 1 Ш 2011

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2011

005004734

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

Научный руководитель доктор технических наук, профессор

Агзамов Фарит Акрамович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Кондрашев Олег Федорович кандидат технических наук Четвертнева Ирина Амировна

Ведущая организация: ООО «ПермНИПИнефть»

Защита состоится 22.12.2011 года в 15.00 часов 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 разослан « 18 » декабря 2011 г.

Ученый секретарь совета ///А/ В.У.Ямалиев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Одной из основных проблем при строительстве нефтяных и газовых скважин являются осложнения. Вопросам их предупреждения подчинено проектирование свойств промывочных жидкостей. Соответствие свойств условиям бурения и их стабильность в процессе применения определяют качество промывочной жидкости.

Увеличение вязкости промывочных жидкостей значительно снижает качественные показатели процесса бурения, сокращает срок службы технологического оборудования, повышает энергозатраты. Увеличение вязкости обусловлено наработкой твердой фазы в процессе бурения и последующим ее диспергированием, воздействием высоких забойных температур, коагулирующим действием электролитов. Кроме того, после разбуривания цементного стакана попадание цементного раствора и частиц цементного камня в промывочную жидкость негативно влияет на ее технологические свойства.

В этой связи актуальным является использование высокоэффективных реагентов-понизителей вязкости, применение которых позволяет регулировать и стабилизировать технологические свойства промывочных жидкостей.

В настоящее время наиболее востребованными и широко применяемыми понизителями вязкости являются реагенты на основе лигносульфонатов, которые предлагаются российскими и зарубежными фирмами. Однако, под влиянием высоких забойных температур эффективность лигносульфонатных реагентов существенно снижается, ухудшая параметры промывочных жидкостей. Повышение термостойкости промывочных жидкостей может быть достигнуто путем их обработки реагентами акрилового ряда, но для них характерна низкая устойчивость к солям поливалентных металлов.

Решение указанных задач возможно путем применения в промывочных жидкостях высокоэффективных реагентов понизителей вязкости комплексного действия, в составе которых находятся акриловые и лигаосульфонатные составляющие.

Цель работы

Улучшение и стабилизация технологических параметров промывочных жидкостей путем разработки и использования реагента комплексного действия на основе лигносульфонатов и акрилатов.

Основные задачи:

1 Анализ существующих лигносульфонатных и акриловых реагентов, применяемых в бурении.

2 Разработка теоретических предпосылок повышения термостойкости лигносульфонатных и солестойкости акриловых реагентов.

3 Обоснование состава реагента комплексного действия и разработка технологии его получения.

4 Исследование влияния реагента комплексного действия на свойства глинистых буровых промывочных жидкостей.

5 Разработка технологии промышленного применения реагента комплексного действия в различных геолого-технических условиях.

6 Апробация и внедрение разработок.

Методы решения задач

При проведении экспериментальных исследований использовались стандартные методы согласно РД39-00147001-773-2004 «Методика контроля параметров буровых растворов», методы дисперсионного, качественного и количественного анализов, метод определения антикоррозионных свойств реагентов и исследования поверхностных явлений на границе раздела фаз (поверхностное натяжение, адсорбция ПАВ). Обработка результатов экспериментальных исследований осуществлялась методами математической статистики с использованием компьютерных программ Statistica W/6.0, Microsoft Excel 3.0.

Научная новизна

1 Впервые показано что сополимеризация лигносульфонатного реагента с акриловым мономером приводит к росту его поверхностной активности, увели-

чению адсорбции на твердой фазе промывочных жидкостей и обосновано применение акриловой кислоты при получении реагента для обработки глинистых буровых растворов.

2 Установлено, что повышение адсорбции реагента комплексного действия на твердой фазе промывочных жидкостей при их химической обработке ведет к улучшению фильтрационных и реологических характеристик глинистых растворов.

3 Выявлен характер (тип) поверхностной активности полученного реагента АЛС (акриловый лигносульфонат) и установлена принадлежность его к классу неионогенных ПАВ.

4 Установлено, что полученный реагент АЛС увеличивает термостойкость глинистых растворов до 180°С, по сравнению с отечественными и зарубежными аналогами, термостойкость которых не превышает 150°С.

Практическая ценность работы

Разработан акриловый лигносульфонатный реагент комплексного действия АЛС (ТУ 2454-003-04698227-2003) и технологическая схема его получения.

Экспериментальными исследованиями обоснована рациональная область применения реагента АЛС (Рекомендации по использованию высокомолекулярных реагентов и материалов для приготовления и обработки буровых растворов НД 00158758-267-2003 ООО «ТюменНИИгипрогаз») и разработана технология его применения в буровых глинистых растворах.

Промысловыми испытаниями, проведенными на Уренгойском ГКМ и Ду-лисьминском НГКМ, подтверждена эффективность целевых свойств реагента.

Разработана технология и технические условия на реагент АЛС для промышленного выпуска на ОАО «Дубитель».

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались:

• на научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ, г.Уфа, 2000 - 2010 гг.;

• в материалах 1-й научно-практической конференции «Передовые технологии строительства и ремонта скважин», Санкт-Петербург: Недра, 2005 г.;

• на международной научно-технической конференции «Повышение качества строительства скважин», Уфа, 2005,2010 гг.;

• в материалах Международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы технических, естественных и гуманитарных наук, Уфа, 2008 г.;

• на международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы нефтегазового дела», Уфа, 2006,2007 гг.

Публикации по теме диссертации

Результаты исследований, отражающие основные положения диссертационной работы, изложены в 10 печатных работах, в том числе получено 2 патента РФ на изобретение.

Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов, рекомендаций и приложений. Работа изложена на ■( 5 Олистах машинописного текста, содержит 2. в таблиц и 27 рисунка. Список использованной литературы включает 132 наименования.

Автор считает своим долгом выразить признательность преподавателям и сотрудникам кафедры бурения нефтяных и газовых скважин УГНТУ, генеральному директору ОАО «Азимут» Акчурину Х.И., сотрудникам отдела промывочных жидкостей ОАО «Азимут» Нишатуллиной А.Г., Здобновой О.Л., Мамаевой О.Г. оказавшим неоценимую помощь в работе над диссертацией.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность проблемы, сформулированы цель и основные задачи работы и рассмотрены пути их решения, дана краткая характеристика работы.

В первой главе представлен анализ состояния изученности вопроса и роль промывочных жидкостей в предотвращении и профилактике осложнений, а также анализ применяемых химических реагентов для обработки буровых растворов.

При строительстве скважин важнейшее значение приобретают вопросы разработки мероприятий по борьбе с различного вида осложнениями. Наиболее частыми из них являются: нарушение целостности стенок скважины в результате гидратации глиносодержащих пород, обогащения промывочной жидкости выбуренной породой, ухудшение коллекторских свойств продуктивного пласта за счет набухания глинистой составляющей в его порах.

Для борьбы с нарушением устойчивости стенок скважин и предупреждения, связанных с ними осложнений, применяются физико-химические методы, основанные на применении различных реагентов и мер технологического характера.

Поскольку растворы на водной основе являются наиболее технологичными и их применение будет оставаться значительным, то работы в области совершенствования и разработки систем растворов и химических реагентов, применяемых для обработки промывочных жидкостей, обеспечивающих предупреждение осложнений, не потеряют своей актуальности.

Большой вклад в изучение причин, вызывающих осложнения при бурении, связанных с нарушением целостности стенок ствола скважин, роли буровых растворов в предотвращении и профилактике осложнений, разработку химических реагентов внесли работы Агабальянца Э.Г., Ангелопуло О.К , Ахмадеева Р.Г., Баранова B.C., Бабаляна Г.А., Булатова А.И., Городнова В.Д., Грей Дж.Р, Дарли Г.С.Г., Дерягина Б.В., Жигача К.Ф., Жуховицкого С.Ю., Загармистр О.С., Кистера Э.Г., Конесева Г.В., Крысина Н.И., Линевского A.A., Мавлютова М.Р., Рябченко В.И., Ребиндера П.А., Роджерса В.Ф., Пенькова А.И., Шерстнева Н.М., Шацова Н.И., Ятрова С.Н. и других отечественных и зарубежных исследователей.

Анализ технической и патентной литературы по исследуемому вопросу свидетельствует о том, что в настоящее время только в США более 80 фирм занимаются выпуском материалов и химических реагентов, перечень которых включает более 2000 фирменных композиций, содержащих 20 природных минеральных продуктов и около 50 основных химических соединений.

В бурении широко применяется группа реагентов на основе лигносульфо-натов - конденсированная сульфит-спиртовая барда (КССБ) и феррохромлигно-сульфонат (ФХЛС), Окзил и др.

Основным недостатком реагентов на основе лигносульфонатов является малоэффективное действие в условиях высоких забойных температур. Кроме того, все модификации лигносульфонатных реагентов вызывают вспенивание буровых растворов.

Большой термостойкостью обладают акриловые полимеры, в частности, гипан, метас, К-4, М-14, лакрис-20 и др. Однако их применение не всегда является эффективным из-за неустойчивости к солям поливалентных металлов.

Из анализа существующих реагентов стабилизаторов и их применения для улучшения основных свойств промывочных жидкостей следует, что ни один из них в полной мере не отвечает комплексу предъявляемых требований.

Хорошую перспективу при обработке промывочных жидкостей могут иметь средства, сочетающие достоинства нескольких видов, которые могут компенсировать их недостаток и эффективно дополнять или усиливать положительные стороны существующих реагентов.

Показано, что таким перспективным направлением может быть совмещение акриловых и лигносульфонатных реагентов с тем, чтобы достоинства каждого из них компенсировали недостатки другого.

Исходя из вышеизложенного, в диссертации сформулированы цель и задачи работы.

Во второй главе рассмотрены теоретические предпосылки разработки реагента комплексного действия, сформулирована рабочая гипотеза, обоснован выбор методик исследований.

Анализ работ отечественных и зарубежных исследователей показал, что наиболее подходящими реагентами стабилизаторами для условий минерализации и высоких температур могут быть полимерные вещества, желательно линейного строения, содержащие функциональные группы неионогенного характера, обеспечивающие оптимальную адсорбцию на твердой фазе.

Макромолекулы лигносульфонатов представляют собой неупорядоченные, разветвленные спирали с различньми степенями уплотнения. Низкомолекулярные фракции могут иметь линейное строение. Полидисперность, наличие ионо-генных групп, высокая степень диссоциации молекул указывают на то, что в растворе должны преобладать сильно ассоциированные высокогидрофильные полиионы. Строение лигносульфонатов в виде полиароматических цепей с включенными в них функциональными группами определяет их дифильный характер, поверхностную активность и высокую адсорбционную активность.

Эффективность акриловых реагентов связана с особенностями их строения. Карбоцепное строение (углерод-углерод) полимеров придает им значительную гидролитическую и термоокислительную устойчивость. Полимеры акрилового ряда являются гибкоцепными, легко переходящими при определенных условиях в развернутые конформации, наиболее выгодные с точки зрения химической обработки. Благодаря большому содержанию числа активных групп, различных по своей природе, многие из которых способны к образованию водородных связей, обеспечивается своеобразие коллоидно-химических свойств акриловых реагентов и их многофункциональность.

Таким образом, при выборе химического соединения, являющегося основой получения реагента комплексного действия для обработки глинистых растворов необходимо, чтобы он обладал вышеизложенными характеристиками (строение, наличие разных групп, связей и т.д.).

В литературе описано получение ряда привитых сополимеров на основе производных лигнина и акриловых мономеров. В основном для этих целей используют лигносульфонаты от сульфит-спиртовых концентратов до фракциони-

рованных продуктов. В качестве акрилового мономера в большинстве способов использован метилакрилат.

Процесс привитой сополимеризации обычно проводится либо в водном растворе лигносульфоната, либо в эмульсионном варианте в присутствии водорастворимых инициирующих систем.

В качестве инициаторов радикальной полимеризации в водных средах наиболее целесообразно использование перекиси водорода.

Возможная схема прививки показана на рисунке 1.

+1 - перекись водорода; + М - акриловый мономер

Рисунок 1 - Принципиальная схема прививки лигносульфоната и акрилового

мономера

Как видно, в схеме принято, что прививка происходит за счет взаимодействия первичных инициирующих радикалов с подвижными атомами водорода фенольных групп с последующей их изомеризацией в углеродконцентрирован-ные радикалы, взаимодействующие с мономером.

Из широкого ряда акриловых соединений для разработки технологии получения реагента комплексного действия были взяты следующие мономеры: нитрилакриловая кислота (НАК), метилакрилат (МАК) и акриловая кислота (АК). Выбор мономеров был обусловлен их разной растворимостью в жидкостях

различного происхождения. Кроме того, предварительные эксперименты показали, что использование лигносульфоната с вышеуказанными акриловыми мономерами приводит к резкому загущению глинистых растворов.

В процессе исследования были получены привитые сополимеры акриловых мономеров и лигносульфонатов, которые были испытаны в качестве понизителей вязкости глинистых суспензий. Полученные результаты представлены в таблицах 1-3.

Таблица 1 - Результаты испытаний реагента на основе лигносульфоната (ЛС) и

акриловой кислоты (А)

№ Обозначение реагента Фазовое состояние реагента рН Плотность раствора, кг/м Условная вязкость, с СНС 1/10, дПа ПФ, см3/30 мин

Добавка реагентов в раствор в количестве 0,5%

1. Глинистый р-р - 10,2 1080 50 99/112 15

2. №1+ВоггеЙШ1 сухой 9,8 1080 36 86/172 12

3. №1+ЛС-6А жидкий 9,9 1080 24 5/33 8

4. №1+ЛС-9А жидкий 10,1 1080 1 26 33/56 11

Добавка реагентов в раствор в количестве 1 %

5. Глинистый р-р - 10,2 1100 81 162/175 13

б. №5+ ВоггеШт сухой 9,4 1090 44 26/116 13

7. №5+ЛС-8А жидкий 10 1090 48 129/165 15

Таблица 2- Результаты испытаний реагента на основе лигносульфоната (ЛС) и нитрилакриловой кислоты (Н)

Добавка реагентов в раствор в количестве 0,5%

1. Глинистый р-р - 10,2 1080 50 99/112 15

2. №1+ ВоггеЛш сухой 9,8 1080 36 86/172 12

3. №1+ЛС-2Н жидкий 10,2 1090 32 86/125 13

4. №1+ЛС-ЗН жидкий 10,1 1080 30 96/132 | 13

Добавка реагентов в раствор в количестве 1 %

5. Глинистый р-р - 10,2 1100 81 162/175 13

6. №5+ВоггеЙ1т сухой 9,4 1090 44 26/116 13

7. №5+ЛС-8Н жидкий 10 1090 36 109/155 12

8. №5+ЛС-9Н жидкий 10 1080 39 112/152 12

Таблица 3- Результаты испытаний реагента ка основе лигносульфоната (ЛС) и

метилакрилата(М)

Добавка реагентов в раствор в количестве 0,5%

1. Глинистый р-р - 10,2 1080 50 99/112 15

2. №1 +Вогте1Ып сухой 9,8 1080 36 86/172 12

3. №1+ЛС-5М жидкий 10,2 1090 28 79/112 13

4. №1+ЛС-7М жидкий 10,2 1070 34 89/142 13

Добавка реагентов в раствор в количестве 1 %

5. Глинистый р-р - 10,2 1100 81 162/175 13

6. №5+ВоггегЫп сухой 9,4 1090 44 26/116 13

7. №5+ЛС-7М жидкий 10 1080 37 119/145 13

Примечание: 6А, 9А, 8А, 2Н, ЗН, 8Н, 9Н, 5М, 7М - обозначения различных концентрационных и термодинамических характеристик процессов получения реагентов.

Оценка влияния полученных реагентов на глинистые растворы проводилась в сравнении с импортным продуктом аналогичной природы «ВоггеШт». Реагенты вводились в суспензию в количестве 0,5 и 1,0 %. При перемешивании растворов наблюдалось некоторое вспенивание (характерное для лигносульфо-натов) в связи, с чем в систему дополнительно вводили пеногаситель 1ЛЗ-8.

Практически все испытанные продукты снижают показатели условной вязкости и статического напряжения сдвига и имеют в большинстве случаев преимущество по этим показателям перед импортным аналогом. При введении как 0,5%, так и 1,0% добавки в раствор относительное понижение вязкости оказывается сравнимым - и в том, и в другом случае достигается уменьшение показателя условной вязкости максимально в 2,3 раза.

Таким образом, показана принципиальная возможность получения реагентов для буровых глинистых растворов на основе привитых сополимеров лигно-сульфонатов и акриловых мономеров из промышленно доступных реагентов.

При этом наиболее перспективными представляются сополимеры лигносульфоната и акриловой кислоты, являющиеся сильными полиэлектролитами. Полученный реагент комплексного действия был назван АЛС - акриловый лиг-носульфонат.

В третьей главе изложены результаты экспериментальных исследований физико-химических свойств реагента комплексного действия АЛС. Рассмотрено его влияние на свойства минерализованных, утяжеленных глинистых растворов. Изучено влияние АЛС на термическую устойчивость промывочной жидкости. Исследована коррозионная активность АЛС на промысловое оборудование.

Установлено, что реагент комплексного действия АЛС обладает выраженными поверхностно-активными свойствами. Результаты этих исследований представлены на рисунке 2. Показано, что реагент АЛС более эффективно снижает поверхностное натяжение на границе вода-толуол, чем широко применяемый реагент ФХЛС и водный раствор лигносульфоната.

35 =

2 30 £ 2

Н 20 8

1,5 2

концентрация, %

2,5

—□— водный раствор лигносульфоната; —Д— водный раствор ФХЛС; -С— водный раствор АЛС

Рисунок 2 - Поверхностное натяжение водных растворов АЛС, ФХЛС и лигносульфоната на границе вода-толуол

Для оценки влияния электролитов на поверхностную активность АЛС определялось поверхностное натяжение для водных растворов неорганических солей №С1 и СаС12 при различных концентрациях в нем реагента АЛС. При увеличении концентрации АЛС в растворах КаС1 и СаСЬ поверхностное натяжение

уменьшается почти в 2 раза, что подтверждает высокую активность данного реагента.

Для выяснения механизма действия АЛС на глинистые буровые растворы изучалась адсорбция АЛС на гидрослюдистой глине в зависимости от времени и концентрации АЛС (рисунок 3) и поверхностного натяжения до и после добавления глины (рисунок 4).

Рисунок 3 - Изотерма адсорбции водного раствора АЛС на гидрослюдистой глине

Как видно из рисунка 3 изотерма адсорбции имеет максимум и затем переходит в область отрицательных значений. Рост адсорбции указывает на то, что с самого начала на глине адсорбируется не только малорастворимые вещества, но и вещества хорошо растворимые. Последующее снижение адсорбции и переход ее в область отрицательных значений, вероятно, может быть объяснено преимущественной адсорбцией после максимума малорастворимых компонентов ПАВ, находящихся в растворе в сравнительно больших количествах. На подобный механизм адсорбции указывали Бабалян Г.А. Кравченко И.И., Мархасин И.Л., Ру-

даков Г.В., исследовавшие влияние смесей ПАВ на взаимодействие с нефтяными коллекторами.

Данное предположение подтверждают и изотермы поверхностного натяжения до и после адсорбции АЛС на глине (рисунок 4).

-Д— - на границе вода-толуол без добавления глины —а— - на границе вода-толуол с добавлением глины

Рисунок 4 - Влияние концентрации АЛС на поверхностное натяжение водных растворов до и после добавления гидрослюдистой глины

Как видно из рисунка 4, при концентрациях менее 25 г/л наблюдается уменьшение поверхностного натяжения после контакта с твердой фазой, а при концентрациях более 25 г/л - увеличение поверхностного натяжения. Таким образом, можно сделать вывод, что механизм действия АЛС в глинистом растворе обусловлен преимущественно адсорбцией полярных (гидрофильных) групп на поверхности глинистых частиц. При этом гидрофобные части молекул оказываются в контакте с раствором, гидрофобизируя поверхность, что хорошо

согласуется с данными об эффекте ингибирования глин в присутствии АЛС, представленными на рисунке 5.

Исследования проводились на устройстве ПКН-2, предназначенном для определения коэффициента набухания глины. Анализ экспериментальных данных показывает, что снижение гидратации глинистых минералов в сравнении с дистиллированной водой составляет: АЛС - 10,6% и ФХЛС - 6,4 %.

Методом седиментационного анализа оседания частиц твердой фазы было исследовано изменение степени дисперсности частиц дисперсной фазы буровых растворов, обработанных реагентом АЛС. В таблице 4 приведены результаты исследований. Из нее видно, что во всех случаях присутствие в растворах реагента АЛС приводит к изменению дисперсности частиц, что в свою очередь влияет на агрегативную устойчивость дисперсных систем. Это объясняется тем, что АЛС способствует образованию на поверхностях частиц твердой фазы адсорбционных защитных слоев и выступает как стабилизатор.

Таблица 4 - Влияние АЛС на фракционный состав дисперсной фазы __глинистого раствора_

Размер частиц по фракциям, мкм Содержание частиц по фракциям дисперсной фазы, %

чистый глинистый раствор 0,25% АЛС 0,5% АЛС 1% АЛС

0,3 - 0,7 48,4 32,5 — 41,8

1 -2 36,7 55,4 71,6 44,3

3-5 6,2 10,3 27,1 11,3

>6 8,5 - — 2,4

Для определения условий применения АЛС в промывочных жидкостях было исследовано его поведение в условиях минерализации.

В таблице 5 представлены результаты исследований влияния АЛС и его аналогов на технологические параметры глинистого раствора в присутствии солей ЫаС1.

Таблица 5 - Технологические параметры минерализованного глинистого раствора, обработанного АЛС и его аналогами

№ Состав раствора УВ, с СНС 1/10, дПа ПФ, см3/30 мин рН Р. кг/мЗ

1. Исходный глинистый рас-твор(И.р.) 22 75/112 14 10,3 1065

2. №1 + 10%№С1 32 16/16 >40 за 15 мин. 9,15 1120

3. №2 + 0,5% ФХЛС 26 26/30 42 9Д 1120

4. №2 +1,0% ФХЛС 25 46/50 39 8,45 1120

5. №2+ 3,0% ФХЛС 44 43/46 38 7,1 1120

6. №2+ 0,5% АЛС 22 20/25 42 9 1120

7. №2+1,0% АЛС 29 50/59 35 8,45 1120

8. №2+ 3,0% АЛС 36 46/48 32 J 7 1120

9. №2 + 0,5% Воггейт 24 17/23 43 8.25 1120

10. №2 + 1.0% ВоггеЙцп 21 43/46 40 7 1120

11. №2 + 3,0 % ВоггеПип 30 0/5 38 6,8 1120

Видно, что АЛС отличается комплексным улучшением технологических параметров глинистого раствора при агрессии ЫаС1. Такие же результаты были получены при воздействии на глинистый раствор солей хлористого кальция.

Поскольку АЛС разрабатывался как термостойкий реагент комплексного действия, далее представлены результаты исследования влияния температуры на

свойства глинистого раствора, обработанного АЛС, в сравнении с его аналогами. Полученные результаты представлены в таблице 6.

Из таблицы видно, что наиболее эффективным из представленных реагентов является АЛС, т.к. после термообработки раствор, содержащие АЛС, в меньшей степени деструктурирует и лучше сохраняет свои свойства по сравнению с растворами, обработанными импортным аналогом Воггеййп и широко применяемым в промышленности отечественным реагентом данного класса ФХЛС.

Таблица 6 - Сравнительная таблица свойств глинистых растворов при высоких температурах, обработанных АЛС и его аналогами

№ Вид раствора Параметры раствора до/после термостатирования

УВ, с ПФ, см'/ЗО мин. т|, мПа<с то, дПа

до после ДО после до после до после

Термостатирование при 130°С, в течение 5 часов

1 Исходный глинистый р-р 59 н/т 14 20 7 15 69 255

2. №1 +0,5% АЛС 24 26 9 11 10 14 36 33

3. №1+0,5% ФХЛС 29 80 10 12 6 10 105 167

4. №1 + 0,5% ВоггеЙип 28 37 8 И 8 15 81 81

Термостатирование при 180иС, в течение 5 часов

5. №1 +1% АЛС 32 29 10 14 4 13 76 12

6. №1 + 1 % ФХЛС 30 140 10 16 5 15 52 45

7. №1 +1% ВоггеШт 27 75 11 17 5 24 44 24

Повышенную термостойкость реагента АЛС мы объясняем наличием в главной цепи полимера углерод-углеродной связи, которая придает прочность и жесткость макромолекуле и позволяет ей выдерживать высокие забойные температуры.

Так же были проведены исследования влияния добавок АЛС на свойства утяжеленных глинистых растворов и показано, что АЛС (при минимальных добавках 0,1-0,35%) эффективно разжижает растворы плотностью 1600 - 1700 кг/м3 при сохранении практически неизменными других технологических параметров.

Оценка коррозионной активности обработанных и необработанных растворов приведена на рисунке 6, из которого видно, что добавка АЛС существенно снижает агрессивность глинистых буровых растворов. По результатам обсчета кривых изменения коррозионной активности глинистого раствора под влиянием АЛС материальный эффект коррозии (потеря массы стального образца) за время экспозиции, равное 360 минутам, снижается более чем на 82%.

0,80 0,76 0,70 0,66

< 0,60 s

Ё 0,45 S

5 0.40 1

| 0,30 | 0,25 0,20 0,16

-26 0 26 50 75 100 125 150 175 200 225 260 275 300 325 360 375 400

Длительность экспозиции , мин.

Рисунок 6 - Изменение коррозионной активности буровых растворов

Таким образом, проведенный комплекс экспериментальных исследований показал, что АЛС является высокоэффективным реагентом полифункционального действия для регулирования свойств пресных и минерализованных глинистых растворов.

В четвертой главе приведены результаты промышленных испытаний реагента АЛС.

Производство реагента АЛС было реализовано на заводе синтетических дубителей. АЛС выпускается в виде порошка коричневого цвета. Для выпуска были разработаны и утверждены технические условия (ТУ 2454-003-046982272003) и регламент на производство. Кроме этого, были получены санитарно-эпидемиологическое заключение и сертификат на применение АЛС в техноло-

1 -

ч Исходиый глинистый раствор {И.р.)

1-1

и.рл 0,5% ФХПС-М -< 1.

-u

<—

А — - И.р. ♦ 0.5% АЛ С

=*1 "1 Л к: if t*

— и —b-i 1= 1»

гических процессах добычи и транспорта нефти, которые подтвердили возможность его применения при обработке промывочных жидкостей.

Результаты исследований стали основой для промышленного применения реагента комплексного действия АЛС с целью регулирования технологических параметров глинистых растворов на Уренгойском и Дулисьминском нефтегазо-конденсатных месторождениях. Важным преимуществом АЛС является то, что его можно применять как сухим, так и в водном растворе, с минимальными концентрациями (0,2-0,5%). При этом отделом промывочных жидкостей ОАО «Азимут» при участии автора были внесены соответствующие изменения и дополнения в Регламент на приготовление и обработку бурового раствора при бурении скважин. Согласно прежнему Регламенту на приготовление и обработку бурового раствора при бурении скважин на Уренгойском ГКМ в качестве стабилизатора использовался реагент КЛСП (кубовый лигносульфонатный пек).

На скважине № 5462 Уренгойского ГКМ реагент был использован в интервале 0 - 450 м, характеризующимся залеганием пластинчатых глин. С началом бурения глинистым раствором, обработанным КЛСП, начала нарабатываться высококоллоидальная глинистая фаза, приведшая к резкому повышению условной вязкости бурового раствора (до 120 е.). Использование вместо КЛСП реагента АЛС с концентрацией 0,25% позволило снизить вязкость раствора до 49 с.

На скважине № 5466 Уренгойского ГКМ реагент АЛС использовался в интервале 450 - 1400 м. При забое 700 м пошла интенсивная наработка высококоллоидальной глинистой фазы. Был введен АЛС (0,3% на сухое вещество). В результате вязкость и СНС раствора были снижены с 50 с до 22 с и с 40/58 дПа до 5/10 дПа соответственно. Показатель фильтрации снизился с 5,5 см3/30 мин до 3 см3/30 мин.

На скважине № 5464 Уренгойского ГКМ АЛС был применен в интервале 2200-2500 м. В интервале 2205 - 2290 м сильного загущения бурового раствора не наблюдалось, поэтому АЛС вводили с целью улучшения эмульгирования углеводородов в среде бурового раствора. Смешение нефти с раствором происхо-

дило без образования нефтяных пленок на поверхности раствора, что подтверждает поверхностно-активные свойства АЛС. В интервале 2290 - 2450 м с целью стабилизации параметров раствора вводился АЛС в сухом виде. В итоге показатель условной вязкости держался на уровне 26-33 с, а показатель фильтрации снизился до 1,8 см3/30 мин.

Для бурения скважины 5482 Уренгойского ГКМ было израсходовано 13250 кг КЛСП. В качестве альтернативы КЛСП был заменен на АЛС. Общий расход реагента АЛС при испытании на трех скважинах составил 2740 кг.

Также АЛС прошел успешно испытания на Дулисьминском ГКМ для бурения наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием ствола по продуктивным отложениям ярактинского горизонта.

Испытания проводились на скв.105, куст 1 в интервале 300-1300 м. Система бурового раствора - минерализованный, полимерглинистый. При бурении из под кондуктора при разбуривании цементного стакана за счет попадания катионов кальция в буровой раствор произошло его резкое загустевание с повышением вязкости до 120с. Поскольку обработка раствора регентом ФХЛС не дала положительных результатов, было принято решение использовать реагент АЛС. При этом ввод реагента проводился непосредственно в желоб циркуляционной системы. Результатом обработки явилось резкое разжижение раствора (с 120 с. до 30 с.) и восстановление его других технологических параметров.

При дальнейшем углублении скважины проходились соленосные отложения, использование реагента АЛС позволило сохранить параметры раствора в нормальных пределах и успешно закончить скважину.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

По результатам проведенных теоретических и экспериментальных исследований сделаны следующие выводы и рекомендации:

соле- и термостойкости, что ограничивает их применение при бурении скважин в осложненных геолого-технических условиях.

2. Экспериментально подтверждены теоретические предположения в отношении перспективности молекул полимеров со слоистой структурой для стабилизации глинистых растворов в условиях высоких температур, полиминеральной агрессии и интенсивно диспергирующихся глин.

3. Предложен способ и дано физико-химическое обоснование промышленного получения лигносульфонатного реагента с требуемой структурой молекулы, состоящей в реакции привитой сополимеризации лигносульфоната и акрилового мономера в присутствии инициатора.

4. Выполненные комплексные исследования с привлечением методов физико-химических испытаний влияния АЛС на технологические параметры промывочных жидкостей доказали, что АЛС является полифункциональным реагентом, улучающим реологические, фильтрационные и антикоррозионные свойства буровых промывочных жидкостей.

5. Реагент комплексного действия АЛС может применяться для бурения скважин буровыми глинистыми растворами при наличии высококоллоидальных глин в разрезе, при минерализации и высокой температуре, а также при попадании в раствор цемента при разбуривании цементного стакана.

6. Разработана и утверждена техническая документация на реагент АЛС и изготовлена его опытно-промышленная партия.

7. Результаты опытно-промышленного внедрения реагента на Уренгойском ПСМ и Дулисьминском НГКМ показали перспективность применения АЛС для обработки глинистых растворов.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНО В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ:

1. Комкова Л.П. О результатах промысловых испытаний реагента АЛС/ Нигматуллина А.Г.,, Нигматуллин Ф.Н. // Материалы 1-й научно-практической

конференции «Передовые технологии строительства и ремонта скважин»: Сб. научн. тр. - Санкт-Петербург: Недра. - 2005. - С.291-292.

2. Комкова Л.П. Влияние реагента Гивпана на реологические свойства глинистого бурового раствора / Нигматуллина А.Г., Валеева H.A., Плюснин Д.О. // Международная научно-техническая конференция «Повышение качества строительства скважин», - Уфа. - 2005.- С.149-153.

3. Комкова Л.П. Результаты лабораторных испытаний нового лигносуль-фонатного реагента АЛС / Комкова Л.П // Международная научно-техническая конференция «Повышение качества строительства скважин»:.- Уфа: Издательство научно-технической литературы «Монография». - 2005. - С. 159-162.

4. Комкова Л.П. Ограничение водопритока изолирующими составами на основе Гивпана / Нигматуллина А.Г., Чезлова A.B., Плюснин Д.О.// Международная научно-техническая конференция «Повышение качества строительства скважин»: Сб. научн. тр.- Уфа: Издательство научно-технической литературы «Монография». - 2005. - С.315 -317.

5. Комкова Л.П. Исследование зарубежных лигносульфонатных реагентов - разжижителей буровых растворов / Петров H.A., Давыдова И.Н., Акодис М.М., Мамаева О.Г. // Нефтегазовое дело: научно-технический журнал. - 2006. —Т.4; №1. - С. 63. http://www.ogbus.ru/authors/PetrovNA/PetrovNA_5.pdf

6. Комкова Л.П. Реагенты комплексного действия для буровых растворов , /Мамаева О.Г. // Нефтегазовое дело: научно-технический журнал. - 2007. - Т.5; №1. - С.37 - 41.

7. Комкова Л.П. Обоснование рецептур буровых растворов для условий бурения на Талдинской и Нарыкско-Осташкинской площадях Кузбасса / Акчу-рин Х.И, Нигматуллина А.Г. // П Международная научно-техническая конференция «Повышение качества строительства скважин»:. - Уфа: «Нефтегазовое дело» (НГД).2010.-С.223 - 228.

8. Комкова Л.П. Влияние высокой температуры и давления на фильтрацию бурового раствора / Мендшужаева Э.Д., Гатиатуллин М.Р. // Международная научно-техническая конференция «Актуальные проблемы технических, ее-

тественных и гуманитарных наук»: Сб. научн. тр. - Уфа: Издательство УГНТ. -2008.-Вып.З.-С. 61 -63.

9. Пат. 2169754 РФ, С1 С 09 К 7/02. Способ получения акрилового реагента Гивпан / Х.И.Акчурин, АГ.Нигматуллина, А.А.Чезлов, С.А.Сергеев, ЛДКомкова (Россия). - № 2000125513/03; Заявлено 10.10.2000; Опубл. 27.06.2001, Бюл. № 18.

10. Пат. 2211852 РФ, С1 С 09 К 7/00. Способ приготовления реагента для обработки буровых растворов/ Х.И.Акчурин, А.Г.Нигматуллина, Ф.Н.Ниг-матуллин, С.В. Колесов, С.В.Мартьянова, Л.П .Комкова (Россия). -

№ 2002113276/04; Заявлено 20.05.2002; Опубл. 10.09.2003, Бюл. № 25.

Подписано в печать 14.11.2011. Бумага офсетная. Формат 60x84 Vie-Гарнитура «Тайме». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1. Тираж 90. Заказ 170.

Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета

Адрес издательства и типографии: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Комкова, Людмила Павловна

ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ПРОБЛЕМЫ.

1.1. Осложнения при бурении скважин и роль промывочных жидкостей в их предотвращении и профилактике.

1.2. Химическая обработка буровых растворов и анализ реагентов, применяемых для обработки буровых растворов.

1.3. Применение лигносульфонатных реагентов при химической обработке растворов.:.

1.3.1. Свойства лигносульфонатных реагентов и механизм их действия.

1.3.2. Проблемы, связанные с применением лигносульфонатных реагентов при обработке растворов.

1.4. Применение акриловых реагентов при химической обработке растворов.

1.4.1. Свойства акриловых реагентов и механизм их действия.

1.4.2. Проблемы, связанные с применением акриловых реагентов при обработке растворов.

1.5. Требования к химическим реагентам.

1.6. Выводы по главе 1.

ГЛАВА 2 РАБОЧАЯ ГИПОТЕЗА. ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ.

2.1. Теоретические предпосылки разработки реагента комплексного действия для стабилизации глинистых растворов.

2.2. Характеристика исходных веществ и реагентов.

2.3. Обоснование технологии получения реагента.

2.3.1. Лабораторная схема получения продукта привитой радикальной сополимеризации.

2.4. Привитая сополимеризация акриловых мономеров на лигносульфонат.

2.4.1. Прививка акриловой кислоты.

2.4.2. Прививка метилакрилата и нитрила акриловой кислоты.

2.5. Методы оценки свойств реагента комплексного действия.

2.5.1. Дисперсионный анализ.

2.5.2. Поверхностное натяжение на границе жидкость-газ.

2.5.3. Методика определения класса ПАВ с применением метиленового голубого.

2.6. Анализ полученных продуктов привитой сополимеризации.

2.7. Методика определения погрешностей измерений.

2.7.1.Определение случайной погрешности.

2.7.2.Погрешности приборов.

2.7.3.Алгоритм определения погрешности измерения.

2.8. Выводы по главе 2.

ГЛАВА 3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ.

3.1.Физико-химические исследования поведения реагента АЛС в дисперсных системах.

3.1.1. Исследования поверхностной активности АЛС.

3.1.2. Исследование адсорбции реагента АЛС.

3.1.3. Кинетика седиментации частиц твердой фазы глинистых суспензий в присутствии АЛС.

3.2 Влияние АЛС на технологические параметры глинистых растворов.

3.2.1 Влияние АЛС на свойства минерализованных глинистых растворов.

3.2.2 Влияние АЛС на термическую устойчивость глинистых растворов.

3.2.3 Влияние АЛС на свойства утяжеленных глинистых растворов.

3.2.4. Совместимость реагента АЛС с другими реагентами, применяемыми для обработки буровых растворов.

3.2.5. Определение изменения окислительно - восстановительного потенциала и коррозионной агрессивности буровых растворов под влиянием добавок АЛС.

3.2.5.1. Определение окислительно-восстановительных потенциалов (ОВП).

3.2.5.2. Определение антикоррозионных свойств буровых реагентов.

3.2.5.3. Результаты экспериментальных исследований.

3.3. Выводы по главе 3.

ГЛАВА 4. ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ И ВНЕДРЕНИЕ РАЗРАБОТОК.

4.1. Выпуск опытной партии и лабораторные исследования разработанного реагента

4.2. Производство акрилового лигносульфоната.

4.2.1. Технологический процесс получения АЛС.

4.3. Внедрение разработок на месторождениях.

4.3.1. Внедрение разработок на Уренгойском ГКМ.

4.3.2. Внедрение разработок на Дулисьминском ГКМ.

4.4. Выводы по главе 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Улучшение качества буровых промывочных жидкостей применением модифицированных лигносульфонатов"

Актуальность проблемы

Увеличение вязкости промывочных жидкостей значительно снижает качественные показатели процесса бурения, сокращает срок службы технологического оборудования, повышает энергозатраты. Увеличение вязкости обусловлено наработкой твердой фазы в процессе бурения и последующим ее диспергированием, воздействием высоких забойных температур, коагулирующим действием электролитов. Кроме того, после разбуривания цементного стакана, попадание цементного раствора и частиц цементного камня в промывочную жидкость негативно влияет на ее технологические свойства.

В этой связи, актуальным является использование высокоэффективных реагентов-понизителей вязкости, применение которых позволяет регулировать и стабилизировать технологические свойства промывочных жидкостей.

В настоящее время, наиболее востребованными и широко применяемыми понизителями вязкости являются реагенты на основе лигносульфо-натов, которые предлагаются российскими и зарубежными фирмами. Однако, под влиянием высоких забойных температур эффективность лигносульфонат-ных реагентов существенно снижается, ухудшая параметры промывочных жидкостей. Повышение термостойкости промывочных жидкостей может быть достигнуто путем их обработки реагентами акрилового ряда, но для них характерна низкая устойчивость к солям поливалентных металлов.

Решение указанных задач возможно путем применения в промывочных жидкостях высокоэффективных реагентов-понизителей вязкости комплексного действия, в составе которых находятся акриловые и лигносульфонатные составляющие.

Цель работы

Основные задачи:

1 Анализ существующих лигносульфонатных и акриловых реагентов, применяемых в бурении.

3 Обоснование состава реагента комплексного действия и разработка технологии его получения.

4 Исследование влияния реагента комплексного действия на свойства глинистых буровых промывочных жидкостей.

6 Апробация и внедрение разработок.

Методы решения задач

Научная новизна

1 Впервые показано что сополимеризация лигносульфонатного реагента с акриловым мономером приводит к росту его поверхностной активности, увеличению адсорбции на твердой фазе промывочных жидкостей и обосновано применение акриловой кислоты при получении реагента для обработки глинистых буровых растворов.

Практическая ценность работы

Разработан акриловый лигносульфонатный реагент комплексного действия АЛС (ТУ2454-003-04698227-2003) и технологическая схема его получения.

Разработана технология и технические условия промышленного выпуска реагента на ОАО «Дубитель».

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались:

• на научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ, г. Уфа, 2000 - 2010 гг.;

• на международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы нефтегазового дела», Уфа, 2006, 2007 гг.

Публикации по теме диссертации

Результаты исследований, отражающие основные положения диссертационной работы изложены в 10 печатных работах, в том числе получено 2 патента РФ на изобретение.

Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов, рекомендаций и приложений. Работа изложена на 127 листах машинописного текста, содержит 24 таблицы и 25 рисунков. Список использованной литературы включает 132 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Комкова, Людмила Павловна

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Анализ применяемых химических реагентов для обработки буровых растворов показал, что наиболее перспективными из них являются акриловые и лигносульфонатные реагенты, имеющие существенные недостатки в виде низкой соле- и термостойкости, что ограничивает их применение при бурении скважин в осложненных геолого-технических условиях.

3. Предложен способ и дано физико-химическое обоснование промышленного получения лигносульфонатного реагента с требуемой структурой молекулы, состоящей в реакции привитой сополимеризации лигносуль-фоната и акрилового мономера в присутствии инициатора.

7. Результаты опытно-промышленного внедрения реагента на Уренгойском ГКМ и Дулисьминском НГКМ показали перспективность применения АЛС для обработки глинистых растворов.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Комкова, Людмила Павловна, Уфа

1. Абрамзон A.A. Поверхностно-активные вещества. Свойства и применение. Л. 1981. 304 с.

2. Абрамзон A.A., Зайченко Л.П., Файнгольд С.И. Поверхностно-активные вещества. Синтез, анализ, свойства, применение. Ленинград. 1988. 200 с.

3. Агабальянц Э.Г. Промывочные жидкости для осложненных условий бурения. Москва. 1982. 184 с.

4. Ангелопуло O.K., Подгорнов В.М., Аваков В.З. Буровые растворы для осложненных условий. Москва. 1988. 135 с.

5. Ангелопуло O.K., Хахаев Б.Н., Сидоров H.A. Буровые растворы, используемые при разбуривании солевых отложений в глубоких скважинах. Москва. 1978. 72 с

6. Артеменко А.И. Органическая химия. М.: Высшая школа, 1980.440с.

7. Ахмадеев Р.Г. Особенности бурения скважин в глинистых породах // Разработка нефтяных и газовых месторождений. Итоги науки и техники. Москва, 1977, С.53-108.

8. Ахмадеев Р.Г., Уляшева Н.М. Исследование флокуляции глин полимерами //Известия вузов «Нефть и газ», 1983, №11, С. 22-25.

9. Бабалян Г.А., Кравченко И.И., Мархасин И.Л., Рудаков Г.В. Физико-химические основы применения ПАВ при разработке нефтяных пластов. Москва. 1962. 283 с.

10. Баранов B.C., Букс З.П. Новый реагент КССБ для улучшения качества глинистых растворов // Нефтяное хозяйство. 1959. №7, с.32-35.

11. Баранов В. С. Глинистые растворы для бурения скважин в осложненных условиях. Москва. 1955 .212 с.

12. Баранов B.C. Водоотдача глинистых растворов, применяемых в бурении // Азерб. нефт. хоз-во, 1957, №6, С.24-26.

13. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. Москва. 2000.

14. Баркан Я.Г. Органическая химия. М.: Высшая школа, 1973. - 552с

15. Беньковский В.Г., Заворохина H.A. Адсорбции КМЦ на глинах// Коллоидный журнал, 1954, Т. 18, № 6, С.536-539.

16. Берлент У., Хофман А. Привитые и блок-сополимеры. М.: Ин.Лит.1963. 230 с.

17. Брайен Эванс, Сайэд Али. Выбор солевых растворов и реагентов для стабилизации глин с целью предотвращения повреждения пласта // Нефтегазовые технологии, 1997, №5, С. 13-17.

18. Булатов А.И., Пеньков А.И, Проселков А.М. Справочник по промывке скважин. Москва. 1984.317 с.

19. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Рябченко В.И. Технология промывки скважин. Москва. 1981.

20. Булатов А.И., Рябченко В.И., Сухарев С.С. Основы физикохимии промывочных жидкостей и тампонажных растворов. Москва. 1968. 176 с.

21. Булатов А.И., Макаренко П.П., Шеметов В.Ю. Охрана окружающей среды в нефтегазовой промышленности. М.: Недра, 1997. - 483с.

22. Булатов А.И., Круглицкий H.H., Мариампольский H.A., Рябченко В.И. Промывочные жидкости и тампонажные растворы. Киев. 1974. 232 с.

23. Бундель А.А, Вакара А.Б., Карапетян Н.В. Биохомия растений. Москва. 1968.624 с.

24. Вахрушев Л.П. Химические реагенты для обработки буровых растворов и задачи, связанные с повышением их качества// ВНИИОЭНГ, РНТС. Бурение, 1981, № 5, С. 23-26.

25. Визгерт Р.В., Ад.А.Берлин, Бугаец М.И. Полимеры в технологических процессах обработки металлов. Киев: Наукова думка. 1977. 64 с.

26. Вольфкович С.И., Ад.А.Берлин, Васильев Е.В., Чернявская С.Б. A.C. СССР № 581131. Опубл. БИ 1977. №43.

27. Вольфкович С.И., Васильев Е.В., Розенберг Л.В. A.C. СССР №492261. Опубл. БИ 1975. №1.

28. Воюцкий С.С. Курс коллоидной химии. М.: Химия. 1977. 574 с.

29. Гетлин К. Бурение и заканчивание скважин. Москва. 1963.

30. Глебов В.А., Аношин А.Г., Калинин В.Ф., Муравьева Н.Б. Выбор типа бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов// Нефт. хоз-во, 1986, №1, С.29-31.

31. Глинка Н.Л. Общая химия: учебное пособие для вузов. М.: Интеграл-Пресс, 2000. - 728с.

32. Городнов В.Д., Тимохин И.М., Тесленко И.Н. и др. Химические реагенты и термосолеустойчивые буровые растворы. Ташкент. 1977. 201 с.

33. Городнов В.Д. Буровые растворы. Москва. 1985. 206 с.

34. Городнов В. Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. Москва. 1984.229 с.

35. Городнов В.Л., Тесленко В.И., Тимохин И.М. и др. Исследование глин и новые рецептуры глинистых растворов. Москва. 1975. 272 с.

36. Грей Дж. Р., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей):пер. с анг.-М.:Недра. 1985. 509 с.

37. Дедусенко ГЛ., Иванников В.И., Липкес М.И. Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы. Москва. Недра. 1985.160 с.118

38. Дерягин Б. В. Некоторые итоги исследований в области поверхностных сил // В кн.: Поверхностные силы в тонких пленках и устойчивость коллоидов. М.: Наука, 1974, С. 5-13.

39. Дерягин Б. В., Чураев Н.В., Муллер В.М. Поверхностные силы. Москва. 1985. 398 с.

40. Дерягин Б.В., Захаева H.H., Лашина Л.М. Исследование фильтрации растворов электролитов в высокодисперсных порошках. Исследование поверхностных сил. Москва. 1961. 175 с.

41. Дерягин Б.В., Чураев Н.В. Смачивание пленки.Москва. 1984. 158с.

42. Допилко Л.И., Шарифуллин Ф.М., Загидуллина Г.В. Обеспечение устойчивости горных пород при бурении скважин в Западной Сибири. Киев. 1993. 91 с.

43. Дулицкая P.A., Фельдман Р.И. Практикум по физической и коллоидной химии. М.: Высшая школа, 1962. - 340с.

44. Енохович A.C. Справочник по физике. М.: Просвещение, 1990.381с

45. Жуховицкий С.Ю. Промывочные жидкости в бурении. М.: Недра, 1976. - 200с.

46. Загармистр О.С. Реагенты понизители вязкости глинистых растворов и их действие //Сб.: Глинистые растворы в бурении. Труды ВНИИБТ. Москва, 1963, вып. 3, С. 100-114.

47. Закис Г.Ф., Можейко Л.Н., Телышева Г.М. Методы определения функциональных групп лигнина. Рига. 1975. 175 с.

48. Зарипов С.З. Лабораторный контроль при бурении нефтяных и газовых скважин. -М.: Недра, 1977. 193с.

49. Злотник Д.К., Макаров Ю.А., Шварева Г.П. и др. Разработка и применение сополимера метакриловой кислоты с метакриламидом для стабилизации буровых растворов //Сб. Химическая обработка буровых и цементных растворов. Москва, 1971, С. 152-159.

50. Ивачев A.M. Промывочные жидкости. Москва. 1975. 79 с.

51. Измухамбетов Б.С., Агзамов Ф.А., Акбулатов Т.О. и др. Повреждение продуктивных пластов в процессе проводки скважины, методы предупреждения и устранения. Уфа: УГНТУ, 2004. - 58с.

52. Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ на суше: РД 39-133-94. М.: НПО «Буровая техника», 1994.-46с.

53. Исследования глин и новые рецептуры глинистых растворов / Городнов В.Д., Тесленко В.М., Колесников П.И. и др. М.: Недра, 1975. -241с.

54. Касидзима Т., Мураки Э. // J.Japan Wood Res. Sos. 1964. vol 10. p. 110; РЖХим., 1965. 22C239.

55. Касьянов Н.М., Пустовойт П.С., Штырлин В.Ф. Влияние инвертного эмульсионного раствора и пластовой воды на проницаемость призабойной зоны и продуктивность скважины //РНТС «Бурение», 1973, №11, С.20-22.

56. Кисленко В.Н., Ад.А.Берлин. Кинетика привитой сополимеризации метилакрилата к лигносульфоновой кислоте // Высокомолек. Соед. 1994.А, т.36.№7. с.1104-1108.

57. Кисленко В.Н., Ад.А.Берлин. Кинетика и механизм окисления органических веществ пероксидом водорода // Успехи химии. 1991. Т.60.вып.5. с.949-981.

58. Кисленко В.Н., Мучко Л.И., Ад.А.Берлин. Топохимические особенности гомо- и привитой полимеризации акрилонитрила к гидроксиэтилцеллюлозе в водной среде // Высокомолек.соед. 1984. А. т.24, №2.с.129-132.

59. Кисленко В.Н., Ад.А.Берлин. Кинетика привитой полимеризации акриловых мономеров к гидроксиэтилцеллюлозе // Украинский хим.ж. 1987. Т.53. №9. с.993-997.

60. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. Москва. 1973.392 с.

61. Кистер Э.Г., Калиновская Е.А. Физико-химические исследования хромлигносульфонатов // Сб. Химическая обработка буровых и цементных растворов. Москва, 1971, С. 58-70.

62. Комкова Л.П., Мамаева О.Г. Реагенты комплексного действия для буровых растворов // Нефтегазовое дело: научно-технический журнал. -2007. Т.5; №1. - с.37.

63. Кравченко И.И., Бабалян Г.А. Адсорбция ПАВ в процессах добычи нефти. Москва. 1971.159 с.

64. Лиманов Е.Л., Шайхутдинов Е.М., Шайхымежденов Ж.Г., Андрусенко A.A. О стабилизации буровых растворов// В кн.: Геология, геохимия, бурение и разработка нефти. Алматы, 1985, С.45-49.

65. Лиманов ЕЛ, Шайхымежденов Ж.Г. Влияние реагента ПАГ-1 на основные свойства глинистых растворов// В кн.: Пути совершенствования техники и технологии бурения скважин (межвузовский сборник). Алматы, 1985, С.67-72.

66. Линевский A.A. Глинизация стенок скважин и определение фильтрации глинистых растворов // Нефт.хоз-во, 1949, №4, С. 6-9.

67. Липатов Ю. С, Сергеева Л. Н. Адсорбция полимеров. Киев. 1972.195 с.

68. Липкес М.И., Щеткина Е.Д., Ченцова P.M. Разработка условий получения гумат-калиевых реагентов для ингибированных растворов //Тр.ВНИИБТ.Москва. 1981, вып.53, С. 31-39.

69. Лиштван И.И., Гонцев A.A., Ложеницына В.И. и др. Влияние сапропелевых буровых растворов на фильтрационные свойства продуктивных пластов // Нефт. хоз-во, 1986, №12, С. 22-26.

70. Методика выбора комплекса мероприятий для предупреждения и ликвидации осложнений, связанных с нарушением устойчивости пород в процессе бурения //РД 39-0147009-723-88. Краснодар, 1988, 97 с.

71. Методика оценки ингибирующих свойств буровых растворов// РД 39-2-813-82. Краснодар, 1983, Юс.

72. Методика испытаний буровых растворов: Определение характеристик буровых растворов средства и методы. - Baroid, 1985. -С.41-44.

73. Казанский В.В., Брагина O.A., Сукманский О.Б., Низовцев В.П., Ефимова E.H. Механизм и профилактика обвалообразования стволов скважин при разбуривании аргиллитовых толщ// Нефт. хоз-во, 1991, № 6, С. 21-23.

74. Мирзаджанзаде А.Х., Шириндазе С.А. Повышение эффективности и качества бурения глубоких скважин. Москва. 1986. 273 с.

75. Мискарли А.К. Коллоидная химия промывочных глинистых суспензий. Баку. 1963.217 с.

76. Никитин Н.И. Химия древесины и целлюлозы. Москва-Лениград.520 с.

77. Нонхибел Д., Уолтон Дж. Химия свободных радикалов. М.: Мир.1977.

78. Паус К.Ф. Буровые промывочные жидкости. Москва.1967. 312 с.

79. Паус К.Ф., Довжук В.Г. Влияние химических реагентов на физико-.химические характеристики глинистых растворов// Изв. вузов. Нефть и газ, 1969, № 11, С. 36-40.

80. Петров H.A., Давыдова И.Н., Акодис М.М., ., Мамаева О.Г. Исследование зарубежных лигносульфонатных реагентов разжижителей буровых растворов // Нефтегазовое дело: научно-технический журнал - 2006. -Т.4;№1.-С.63.

81. Пилинская Н.Ф., Лукьянова О.И., Ребиндер П.А. Сорбция лигносульфонатов разного катионного состава дисперсной твердой фазой Mg(OH)2 при ее образовании в водных суспензиях // Коллоидный журнал, 1973, Т.35, Вып. 2, С. 293-298.

82. Практикум по коллоидной химии и электронной микроскопии / Воюцкий С.С., Панин P.M. М.: Химия, 1974. - 224с.

83. Практикум по коллоидной химии: учеб. пособие для хим.-технол. спец. вузов / Баранова В.И., Бибик Е.Е., Кожевникова Н.М. и др. М.: Высшая школа, 1983. - 215с.

84. Ребиндер П.А. Современные проблемы коллоидной химии // Коллоидный журнал. 1958. Т.20. №5.

85. Ребиндер П.А. Взаимосвязь поверхностных объемных свойств растворов ПАВ.//В кн.: Успехи коллоидной химии. Москва.1973, С. 9-29.

86. Ребиндер П.А. Поверхностные явления в дисперсных системах. Коллоидная химия. Избранные труды. Москва. 1978.368с.

87. Ребиндер П.А. Физико-химическая механика дисперсных структур // Сб. Физико-химическая механика дисперсных структур. Москва, 1966,400 с.

88. Ребиндер П.А.Физико-химическая механика. Москва. 1958. 210 с.

89. Ребиндер П.А., Таубман А.Б. Замечания к вопросу об агрегативной устойчивости дисперсных систем // Коллоидный журнал, 1961, Т. 23, № 3, С. 353-355.

90. Роджерс В.Ф. Промывочные жидкости для бурения скважин. Москва. 1960. 260 с.

91. Розенберг JI.B., Ад.А.Берлин, Р.В.Визгерт и др. A.C. СССР №291925. Опубл. БИ. 1971. №4.

92. Розенберг JI.B., Ад.А.Берлин, Р.В.Визгерт. Исследование привитой сополимеризации акриловых мономеров с лигносульфонатом // Изв. Вузов. Химия и хим.технология. 1973. Т.16. №1.с.112-117.

93. Рябченко В.И. Управление свойствами буровых растворов. Москва.1990.

94. Рязанов Я. А. Справочник по буровым растворам. Москва. 1979.215 с.

95. Самотой А.К. Прихваты колонн при бурении скважин. Москва. 1984. 203 с.

96. Сапотницкий С.А. Использование сульфатных щелоков. Москва. 1965.283 с.

97. Справочник инженера по бурению / Булатов А.И., Аветисов А.Г. -М.: Недра, 1985.-Т.1.-415с.

98. Сатаев И.К., Тихонов JI.E., Алиев Т.А., Ахмедов К.С. // Гидролизная и лесохим. Пром. 1974. №7. С.З.

99. Сухарев С.С., Юсупов Ф.Ю. Физико-химические основы синтеза солетермостойких реагентов для обработки буровых растворов // В кн.:

100. Крепление скважин, буровые растворы и предупреждение осложнений. Краснодар, 1970, С. 111-115.

101. Тагер A.A. Физико-химия полимеров. Москва. 1968. 536 с.

102. Тарасевич Ю.И., Овчаренко Ф. Д. Адсорбция на глинистых минералах. Киев. 1975. 352 с.

103. Тарасюк В.Т., Липкес М.И., Кириченко В .В. Мгновенная фильтрация полимербентонитовых буровых растворов с низким содержанием твердой фазы в пористых средах // Нефт. хоз-во, 1988, №11, С. 18-20.

104. Термосолеустойчивость дисперсных систем. Материалы Н-ой Украинской науч.-техн. конференции по термосолеустойчивым промывочным жидкостям и тампонажным растворам. Киев, 1971, 284 с.

105. Тимохин И.М., Городнов В.Д., Бринцев А.И. Опыт применения КМЦ-500, КМЦ 600 и карбофена при бурении соленосных отложений в Ставрополье // В кн. Термосолеустойчивость дисперсных систем. Киев, 1971, С.113-117.

106. Токунов В.И., Хейфец И.Б. Гидрофобно-эмульсионные буровые растворы. Москва. 1983.

107. ИЗ. Ферпоссон Дж. Клотц. Фильтрация промывочных растворов в процессе бурения // Тр. Зап. Амер. ин-та инж. горняков и металлургов. 1955, Т. 201, С. 132-139.

108. Ферри Д. Вязкоупругие свойства полимеров. Пер. с англ. Под. ред. В. Е. Гуля. Москва.1963. 522 с.

109. Фридрихсберг Д.А. Курс коллоидной химии. Л.: Химия, 1984.368с.

110. Физико-химия глинистых растворов. Технико-информационные сборники Бурение. Москва. 1947.98 с.

111. Фролов Ф.Г. Курс коллоидной химии. Поверхностные явления и дисперсные системы. Учебник для вузов. Москва. 1988. 464 с.

112. Хейфец И.Б., Токунов В.И. О целесообразности использования полимерсодержащих буровых растворов для вскрытия пластов // Нефтяная и газовая промышленность, 1987, №3, С. 34-35.

113. Шандин С.Н., Рябченко В.И., Пеньков А.И. и др. Химические реагенты для обработки буровых растворов. Обзор зарубежной литературы // Сер. «Бурение». Москва, 1977. 67 с.

114. Чубик П.С., Годунов Е.Б., Брылин В.И. Методика выбора промывочных жидкостей для бурения скважин в глинистых и глиносодержащих породах // Изв. вузов. Геология и разведка, 1998, №5, С. 109-118.

115. Шерстнев Н.М. Предупреждение и ликвидация осложнений в бурении. Москва.1979. 234 с.

116. Щукин Е. Д. Коллоидная химия. Москва. 1992. 414 с.

117. Пат. 2169754 РФ, С1 С 09 К 7/02. Способ получения акрилового реагента Гивпан/ Х.И.Акчурин, А.Г.Нигматуллина, А.А.Чезлов, С.А.Сергеев, Л.П.Комкова (Россия). № 2000125513/03; Заявлено 10.10.2000; Опубл. 27.06.2001, Бюл. № 18

118. Пат. 2205855 РФ, С1 С 09 К 7/06. Способ получения инвертно-эмульсионного раствора/ А.Г.Нигматуллина, Х.И.Акчурин, Р.Д.Шамсутдинов, Н.А.Валеева, Л.П.Комкова (Россия). № 2001127462/03; Заявлено 09.10.2001; Опубл. 10.06.2003, Бюл. № 16

119. Пат. 2211852 РФ, С1 С 09 К 7/00. Способ приготовления реагента для обработки буровых растворов/ Х.И.Акчурин, А.Г.Нигматуллина,

120. Ф.Н.Нигматуллин, С.В.Колесов, С.В.Мартьянова, Л.П.Комкова (Россия). №2002113276/04; Заявлено 20.05.2002; Опубл. 10.09.2003, Бюл. № 25

121. Jessen F.W., Johnson С.A. The mechanism of absorption of lignosulfonates on clay suspensions // SPE Journal. 1963. -No.492-PA. - P.267-273.

122. R.A.Cunningham, W.C.Goins. How mud properties affect drilling rate //Petrol. Eng. 1957. №5.

123. C.S.Scanley/ Fluid Loss Controlled by Acrylic Polymers as Drilling Mud Additives // World Oil/ 1959. Vol.l49.№l. P.122.

124. W.W.Emerson. Complex formation between montmorillonite and high polymers // Nature. 1955/ vol.176. №4479.

125. H.Herrens. Dehema Monograf., 1963. Vol.49. P.53.

126. G.G.Allan, P.Mauranen, A.N.Neogi, C.E.Pet// Chem. Ind. 1969. Vol. 19. P.623.

127. Shanley C.S. Fluid Loss Controlled by Acrylic Polymers as Drilling Mud Additives // World Oil, 1959, Vol. 194, № l, p. 122.

128. G.G.Allan, P.Mauranen, A.N.Neogi, C.E.Pet // Chem. Ind. 1969. Vol.19, p.623

Информация о работе

Комкова, Людмила Павловна
кандидата технических наук
Уфа, 2011
ВАК 25.00.15

Диссертация

Улучшение качества буровых промывочных жидкостей применением модифицированных лигносульфонатов - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы