Выбор бурового раствора для проводки скважин в глинистых горных породах

Шарафутдинова, Рената Зарифовна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Выбор бурового раствора для проводки скважин в глинистых горных породах
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Выбор бурового раствора для проводки скважин в глинистых горных породах"

005053758

На правах рукописи УДК 622 24

Шарафутдинова Рената Зарифовна

ВЫБОР БУРОВОГО РАСТВОРА ДЛЯ ПРОВОДКИ СКВАЖИН В ГЛИНИСТЫХ ГОРНЫХ ПОРОДАХ

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 5 ОКТ 2012

Ухта - 2012

005053758

Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина»

Научный руководитель- доктор технических наук, профессор Крылов Виктор Иванович

Официальные оппонепты:

Крысин Николай Иванович- доктор технических наук, филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в городе Перми, отдел строительства и реконструкции скважин, ведущий научный сотрудник Живаева Вера Викторовна-кандидат технических наук, доцент, ФГБОУ ВПО "СамГТУ", заведующий кафедры бурения нефтяных и газовых скважин

Ведущая организация: ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

Защита состоится «14» декабря 2012 года в 13-00 на заседании диссертационного совета Д 212.291.01 при ФГБОУ ВПО «Ухтинский государственный технический университет» по адресу: 169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, д. 13.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО «Ухтинский государственный технический университет».

Автореферат разослан 5 октября 2012 года.

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат технических наук,

профессор Н.М. Уляшева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы.

Обеспечение устойчивости глинистых горных пород в процессе бурения является одной из основных проблем при проводке скважин. Это обусловлено тем, что геологический разрез нефтяных и газовых месторождений примерно на 75% представлен глинистыми отложениями, а около 70% технологических осложнений при строительстве скважин связано с их неустойчивым состоянием в процессе бурения. Практический опыт проводки скважин показывает, что существующие недостатки в методах оценки состояния и состава глинистых горных пород не позволяют эффективно управлять свойствами буровых растворов при строительстве скважин, что в итоге приводит к снижению технико-экономических показателей бурения и качества строительства скважин. Поэтому разработка рационального метода выбора бурового раствора при проводке скважин в глинистых отложениях и использования инженерно-геологических параметров для описания глинистых горных пород, является актуальной научно-технической задачей, требующей своего решения.

Цель диссертационной работы.

Повышение качества строительства нефтяных и газовых скважин в высокоглинистых разрезах путем обоснования методов управления составом и свойствами буровых растворов

Объект исследования - буровые растворы, используемые для стабилизации состояния глинистых горных пород при строительстве скважин.

Предмет исследования - методы выбора состава и свойств буровых растворов для бурения в высокоглинистых разрезах глубоких скважин.

Основные задачи

1. Исследование и анализ теоретических представлений, экспериментальных результатов по изучению процессов гидратации глины, а также классификаций глинистых горных пород и мероприятий по управлению их устойчивостью.

2. Определить, основываясь на представлении о глине как соединении включения, факторы определяющие устойчивость стенок скважины и их взаимосвязь с составом и свойствами глинистых горных пород.

3. Исследовать процессы разрушения глинистых горных пород при контакте с буровым раствором в зависимости от их состава и свойств.

4. Исследовать влияние процессов формирования гидратных соединений включения на основе компонентов бурового раствора на устойчивость глинистых отложений, различающихся по критериям пластичности и текучести.

5. Исходя из состава и свойств глинистых отложений разработать их классификацию для выбора эффективных составов и свойств буровых растворов.

Методы решения поставленных задач

1. Теоретические исследования и обобщение представлений о структуре глины, процессах ее гидратации и факторах, определяющих ее состояние и разрушение в скважинных условиях.

2. Использование положений супрамолекулярной химии для описания структуры глины, ее гидратации, процессов образования гидратных соединений включения в глинистых горных породах.

3. Экспериментальные исследования влияния процессов формирования гидратных соединений включения при использовании реагентов, различающихся по составу, молекулярной массе и строению на устойчивость глинистых пород, отличающихся по числу пластичности и показателю текучести.

4. Обобщение итогов экспериментальных исследований и промысловых результатов по применению буровых растворов в глинистых отложениях, различающихся по составу и свойствам.

Достоверность научных положений и выводов, технических решений и

рекомендаций базируются на достаточном объеме теоретических и

экспериментальных исследований с применением современных методов

исследований, а также результатов практического применения буровых растворов.

Научная новизна

1. Научно обосновано и экспериментально подтверждено применение в качестве критериев выбора состава бурового раствора число пластичности и показатель текучести по ГОСТ 25100-95, оценивающих исходное состояние, состав и свойства глинистых горных пород.

2. Определены отличия в механизме гидратационного разрушения глинистых горных пород, отличающихся по показателям пластичности и текучести. Установлено, что отрицательные значения показателя текучести и увеличение числа пластичности глины приводят к объемному разрушению глинистых горных пород в процессе их гидратации на стадии набухания.

3. Установлены закономерности формирования гидратных соединений включения при гидратации глины в буровом растворе в зависимости от показателей её текучести и пластичности, что позволяет выбирать состав бурового раствора применительно к свойствам глинистых горных пород.

Защищаемые положения

1. Параметры инженерной геологии, такие как число пластичности и показатель текучести характеризуют состав и состояние глинистых пород в пластовых условиях, определяют их гидратационную активность и устойчивость стенок скважины в процессе бурения.

2. Уменьшение величины текучести глины до значений менее нуля при увеличении числа ее пластичности приводит к ее объемному разрушению в процессе контакта с буровым раствором на водной основе.

3. Критерии выбора состава бурового раствора для обеспечения устойчивости глинистых отложений определяется показателями пластичности и текучести глины, а также молекулярной массой и размерами

гидратообразователей из состава бурового раствора.

Практическая значимость н реализация результатов работы

1. Разработана инженерно-геологическая классификация глинистых горных пород, основанная на критериях пластичности и текучести для выбора систем буровых растворов при проводке скважин.

2. Разработана методика выбора бурового раствора для бурения в глинистых горных породах, основанная на использовании критериев пластичности и текучести глин и включающая в себя применение гидратообразующих соединений в составе бурового раствора.

3. Разработанные рекомендации диссертационной работы апробировались при сервисном обслуживании строительства скважин ООО «НПП «Буринтех» на месторождениях Западной Сибири (Рогожниковское, Тагринское, Еты-Пуровское, Фестивальное, Комсомольское), а также могут быть использованы при строительстве скважин в других нефтегазоносных регионах страны.

Апробация работы

- XX Межотраслевая научно-практическая конференция «Современная техника и технология заканчивания скважин» (г. Анапа-2006),

- П Межрегиональная конференция молодых специалистов ОАО «НК «Роснефть» (г. Москва-2007),

- XXIII Межотраслевая научно-практическая конференция «Инновационные направления в области техники и технологии бурения и ремонта нефтегазовых скважин» (г. Анапа-2008),

- XIV Международная практическая конференция «Эфиры целлюлозы и крахмала, другие химические реагенты и материалы в эффективных технологических жидкостях для строительства, эксплуатации и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин» (г. Суздаль-2010),

- XV Международная научно-практическая конференция «Эфиры целлюлозы и крахмала, другие новые химические реагенты и композиционные материалы как основа успешного сервиса и высокого качества технологических жидкостей

для строительства и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин» (г. Суздаль-2011).

Публикации

Автором опубликовано 10 печатных работ, в т.ч. 9 изданиях, рекомендуемых ВАК Минобразования и науки РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающего 164 наименования. Работа представлена на 158 страницах машинописного теста, содержит 69 рисунков и 11 таблиц.

Автор считает своим долгом выразить особую признательность и искреннюю благодарность руководителю доктору технических наук, профессору Крылову В.И., доктору технических наук Близнюкову В.Ю., доктору технических наук Ишбаеву Г.Г. за помощь, оказанную при выполнении работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и задачи исследований, основные защищаемые положения, научная новизна и практическая ценность работы.

В первой главе рассмотрено современное состояние промысловых, экспериментальных и теоретических исследований в области обеспечения устойчивости скважин при бурении в глинистых горных породах. Рассмотрены классификации глин, принятые для целей бурения в России и за рубежом, существующие представления о структуре глины и ее гидратации, подходы, применяемые для описания процессов разрушения глинистых горных пород при бурении, методы оценки неустойчивости глинистых горных пород при проводке скважин и применяемые буровые растворы.

Значительный вклад в разработку мероприятий по борьбе с неустойчивостью глинистых горных пород, вскрываемых в процессе бурения,

внесли Аветисов А.Г., Аветисян Н.Г., Ананьев А.Н., Ангелопуло O.K., Андресон Б.А., Байдюк Б.В., Балаба В.И., Баранов B.C., Букс В.П., Вадецкий Ю.В., Войтенко B.C., Гноевых А.Н., Городнов В.Д., Дедусенко Г.Я., Жигач К.Ф., Кистер Э.Г., Кошелев А.Т., Кошелев В.Н., Крысин Н.И., Крылов В.И., Кудряшов Б.Б., Леонов Е.Г. Липкес М.И., Мавлютов М.Р., А.Х. Мирзаджанзаде, Мухин Л.К., Новиков B.C., Уляшова Н.М., Пеньков А.И, Попов А.Н., Потапов А. Г., Проселков Ю.М., Ребиндер П.А., Рябоконь С.А., Рябченко В.И., Сеид-Рза М.К., Шаров B.C., Шарафутдинов 3.3., Шерстнев Н.М., Шиц Л.А., Юсупов И.Г., Яковлев A.M. Дж. Р. Грей, Г.С. Г. Дарли, Martin Е. Chenevert, Mukul Mani Sharma , C.P. Tan, O' Brien D.E., Kenney T.C., Uday A. Tare, Talal M Al-Bazali, Mody F.K., Machado J.C.V, Eric Van Oort, Farn M.A., Santareli F.J., Santos H., Wilcox R.D и др.

Анализ известных результатов строительства скважин в различных нефтедобывающих регионах РФ показывает, что существующие методы оценки состояния, состава и свойств глинистых горных пород не позволяют обеспечить качественное строительство скважин. К причинам недостаточной эффективности применяемых технологий можно отнести отсутствие простых и удобных методов оценки состояния глинистых горных пород и их свойств, отсутствие регламентирования состава и свойств буровых растворов применительно к инженерно-геологическим свойствам глинистых отложений, недостаточная информативность критериев, определяющих процесс разрушения глинистых горных пород при взаимодействии с буровым раствором.

Вследствие этих причин возникают ошибки в выборе бурового раствора и оценки его ингибирующей способности, что приводит к использованию не оптимальных методов управления его свойствами в процессе прохождения глинистых отложений.

Другой частью существующих научно-технических проблем является проблема описания состава и состояния глины в пластовых условиях, процессов ее гидратации и разрушения. Как правило, используют

теоретические положения, рассматривающие поведение ионно-молекулярных веществ или явления, отражающие вторичные процессы в дисперсных системах. Это не соответствует известным экспериментальным результатам исследований. В результате, при описании процессов разрушения глинистых горных пород преувеличивается роль одних факторов и уменьшается значение других. Противоречия снимаются, если использовать положения супрамолекулярной химии для описания глины. Структура глины, будет представлять собой переплетение двух независимых объёмных сеток, состоящих из полимеризованных гидратов глинозема (магния, железа, кальция) и кремнезема, которые заполняют структурные пустоты сеток друг у друга. А свойства глины определяются состоянием гидросиликатной оболочки ее частиц, которая, в свою очередь, зависит от степени ее гидратации, вида заполнителя, термодинамических условий ее существования.

Представления о гидратации глины предлагается рассматривать, как последовательный процесс, включающий в себя заполнение молекулами воды гидросиликатной оболочки глины с образованием прочносвязанной и рыхлосвязанной воды, а их содержание в составе глины характеризует ее физико-механические свойства. Количество прочносвязанной и рыхлосвязанной воды определяется содержанием и степенью гидратации гидросиликатной оболочки частиц глины, а также составом, возрастом и термодинамическими условиями ее существования.

Представления о структуре глины, состоянии ее гидросиликатной сетки, описываемые с позиций супрамолекулярной химии, хорошо применимы к параметрам инженерной геологии, используемым для классификации глинистых грунтов (ГОСТ 25100-95) - это число пластичности, показатель текучести и набухания. Данные параметры характеризуют гидратационную активность и исходное состояние глины, разделение по этим показателям приведено в табл. 1.

Таблица 1 Классификация глинистых грунтов

Разновидность глинистых грунтов Число пластичности 1р,%

Супесь 1-7

Суглинок 7-17

Глина >17

Разновидность глинистых грунтов Показатель текучести //

Непластичные глины

- твердые <0

Пластичные глины

- полутвердые 0 - 0,25

- тугопластичные 0,25 - 0,50

- мягкопластичные 0,50 - 0,75

- текучепластичные 0,75 -1,00

- текучие > 1,00

Число пластичности 1Р , % представляет собой разность между значениями влажности, отвечающими верхнему и нижнему пределам пластичности. Данный показатель характеризует водопоглощающую способность глины.

1р = №г , % (1),

где 1Уг влажность грунта на границе текучести, %; И^,-влажность грунта на границе раскатывания, %.

Показатель текучести глины характеризует ее текущее состояние. Показатель текучести //., д.е - отношение разности влажностей, соответствующих двум состояниям грунта, естественному IV и на границе раскатывания IV/., к числу пластичности 1Р.

ИГ-ИГр W-Wp ,,,,

7' = — 'де- (2)

где И^-естественная влажность грунта %; \Ур- влажность грунта на границе раскатывания, %; /р-число пластичности, %.

Во второй главе разработана методика проведения исследований по оценке стабилизации состояния глины, экспериментальным и расчетным путем изучена устойчивость глины, различающейся по составу и свойствам (показателям текучести и пластичности), исследованы факторы, определяющие разрушение глины.

Определено граничное значение показателя текучести глинистых отложений, необходимого для сохранения устойчивого состояния стенок скважины с использованием известных данных физико-механических свойств глинистых грунтов. Расчеты осуществлены по методу предложенным А.Н. Поповым.

Расчет напряженного состояния стенок скважины для глинистых горных пород показал, что их устойчивость при 1Р > 1 % (глины, суглинки), определяется показателем /;<0,25 для глин и <0,5 для суглинков (рис. 1). При меньших величинах /; обеспечивается устойчивое состояние стенок скважины. Это говорит о том, что при нахождении глинистых горных пород в твердом состоянии их разрушение при контакте с буровым раствором определяется физико-химическим взаимодействием бурового раствора с глинистыми горными породами.

Для исследования устойчивости глинистых горных пород использовались модельные образцы бентонита (Греция) и Серпуховского глинопорошка, модифицированные путем разбавления их состава кварцевым песком. На основе данных смесей формировались образцы глинистых пород, различающихся по пределу пластичности, а путем добавления воды менялся их показатель текучести. Образцы глины формовались при давлении 1-3 МПа и выдерживались в эксикаторе для выравнивания влажности по объему образцов. При погружении их в водные среды реагентов, используемых в составе буровых растворов, определялось время их устойчивого состояния без распада на отдельные блоки или диспергирование.

Влияние текучести глинистых отложении на устойчивость стенок скважины на глубине 1000м

„ йЧ

о глина □ суглинок Д супесь -о-устойчивое состояние стенок скважины

<0 0-0,25 0,25-0,50 0,50-0,75 0,75-1,00 > 1,00 Показатель текучести, д.е.

Рисунок 1. Устойчивость стенок скважины в зависимости от состава и свойств глинистой породы Эксперименты показали, что механизм разрушения глинистой горной породы меняется в зависимости от величин показателей пластичности и текучести. Снижение величины текучести глинистых отложений до твердого состояния (11<0) при увеличении числа пластичности способствует разрушению по объемному механизму, т.е. изменению объема с разрушением глины на отдельные блоки (рис. 2).

А - 1 мин Б - 10 мин

Рисунок 2. Изменение состояния образца непластичной глины

(показатель текучести 11= - 0,3) при его выдержке в буровом растворе

Данные закономерности проявились при выдержке в различных по

составу и свойствам образцов глины, в водных средах соединений

используемых в составе буровых растворов, а также в самих буровых растворах.

Нами сравнивались два типа буровых растворов, используемых при бурении в пластичных глинах: буровой раствор с использованием гидролизованного полиакриламида (ГТБР ООО «ИКФ») и Полимерногликолевый раствор (СЬУСОЬ-РОЬУРАС)- применявшийся специалистами УГНТУ при строительстве скважин в Обской губе.

Результаты испытаний приведены на рис. 3. Сравнительный анализ показал, что оба растворы способны удерживать в стабильном состоянии пластичные глины. Несмотря на более высокую стабилизирующую способность полимергликолевого БР по сравнению с ПБР в твердых глинах, их эффективность низка.

Из данных, приведенных на рис. 3 видно, что всех водных средах, максимальная устойчивость образцов глины обеспечивается при показателе текучести 11=0,2. Из этого следует, что при такой влажности соблюдается оптимальное сочетание скорости впитывания воды глиной и построение кластеров на основе молекул воды и растворенных реагентов в глине.

Поэтому применительно к бурению скважин, глинистые горные породы можно разделить между собой на 2 класса, различающихся по механизму гидратационного разрушения: при показателе пластичности /, >0 - глинистые горные породы относятся к пластичным, а при показателе .пластичности <0 -глинистые горные породы относятся к непластичным.

Данные положения точно описываются с помощью представлений о глине как об супрамолекулярном соединении, поверхность которого представлена гидросиликатной пространственной сеткой. Состояние гидросиликатной оболочки частиц глины и степень ее гидратации определяют возможность ее деформации в процессе гидратации и последующего процесса разрушения стенок скважины, а также скорости данного процесса.

В результате сопоставления известных теорий и результатов экспериментальных работ показано, что представления о глине как о

соединении включения позволяет увязать между собой состав и свойства частиц глины

с числом пластичности и показателем текучести глинистой горной породы, физико-механическими свойствами глинистой горной породы, влиянием термодинамических условий существования на свойства, проявляемых глинистыми горными породами, а также механизмом, разрушения глинистой горной породы при ее контакте с буровым раствором. 300 п

и «

У р

и О £ т

"с

и >>

и с.

И 1-1-!-1-V—-1-'----1

-0.4 -0.3 -0.2 -0.1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6

Показатель текучести, д.е.

Рисунок 3. Устойчивость глины в объеме раствора ПБР и ОЬУСОЬ-РОЬУРАС

Проведенные экспериментальные и теоретические исследования позволили определить основные физико-химические факторы, определяющие процесс разрушения стенок скважины, сложенных глинистыми горными породами (рис. 4).

Буровой раствор ОЬУСОЬ-РОГЛТАС

Рисунок 4. Физико-химические факторы, определяющие процесс разрушения стенок скважины, сложенных глинистыми горными породами.

Основными макроэтапами процесса разрушения глины являются всасывание воды, разбухание, диспергирование гидратированных частиц. Глины, в зависимости от показателей пластичности и текучести, в значительной степени различаются по скорости впитывания воды в свой состав, величине объемных деформаций при их разрушении в процессе гидратации, а также по скорости диспергирования.

Непластичная глина, в сопоставлении с пластичной, впитывает малое количества воды и разрушается быстро, объемно, с распадом на отдельные блоки. Объемное разрушение сопровождается интенсивным диспергированием частиц шлама в растворе. Пластичная глина разрушается медленно, впитывая значительное количество воды.

В третьей главе проведены исследования методов регулирования состава буровых растворов для управления их состоянием в процессе бурения.

Эксперименты показали, что известные соединения - стабилизаторы состояния глины, в том числе поверхностно-активные вещества, электролиты-

ингибиторы и другие соединения, способные обеспечивать устойчивость пластичных глин, усиливают процесс разрушения непластичных глин (рис. 5).

200

180

j 160 i

1 ""

| 'го г-

g ТОО

ä 80 I

! so i

m 40

20 О

Рисунок 5. Время устойчивого существования глины в растворах ингибиторов

разрушения глины (в часах)

Поэтому было решено найти дополнительные методы управления

состоянием глины. Возможность повышения устойчивости пластичных глин

определялись методом оценки процессов их набухания в водных растворах

различных стабилизаторов и буровых растворов их содержащих.

Экспериментально показано, что устойчивость пластичной глины

обеспечивает использование в составе бурового раствора гидратообразующего

реагента в виде формиата натрия (рис. 6, 7), полиакрилатов натрия при их

сочетании с глицерином или с формиатом натрия. При использовании жидкого

стекла целесообразно осуществлять его деполимеризацию путем растворения в

нем глицерина (рис. 7).

Эксперименты также показали, что использование буровых растворов на

углеводородной основе, синтетических растворов на основе многоатомного

спирта, а также специальных эмульсий позволяет обеспечить устойчивость

твердых, непластичных глин (рис.8). Наибольшую эффективность показали

эмульсии, полученные путем смены растворителя. Применение сочетаний

Ингибиторы

твердая полутвердая тугопластичная

ионов калия с формиатом, ионов калия с ацетатом совместно с углеводородными соединениями в составе буровых растворов также позволяют сохранить устойчивость образцов непластичной глинистой породы.

Исследовались также природные образцы глинистых горных пород. В качестве объекта испытания использовалась глина пермо-триасовых отложений, извлеченная в процессе бурения скважин на Астраханском ГКМ. Данная глина в разрезе скважины находится в непластичном состоянии (I,<0). Глина не потеряла своего устойчивого состояния в среде предлагаемого нами синтетического спиртового бурового раствора (рис.8). Известные международные сервисные компании пытались применять на данном месторождении известные и широко рекламируемые буровые растворы для обеспечения устойчивости глинистых отложений, но в результате того, что не учитывалась особенность состояния глины в разрезе скважины, положительного результата достигнуть не смогли.

Рисунок б. Набухание пластичной глины в 3% растворе полиакрилата (КМ-013), совмещенного с формиатом натрия (ТТ<Га)

20 -

* 18 - --I

о 3% КМ-013

Д 0,5%РКа+КМ-013 х 1%р-№-|-КЫ-013

О -I-1-1-I-;-1-

О 500 1 ООО 1 500 2 ООО 2 500 3 ООО

Время мин

Рисунок 7. Набухание пластичной глины формиата натрия, формиата натрия (Ша), совмещенного с глицерином; деполимеризованным гидратом кремнезема

(БРО

№1 №2 №3 №4 № 5 №6 № 7 №8 №9 Тип раствора

Б - бентонитовая глина (I|>0); А - астраханская глина ((Ii<0). АР - акриловый реагент; БП - биополимер; РМ - растительное масло. Компонентный состав раствора: №1 - (вода 90% , глицерин 10%) + 0,2% БП + 0,5% АР; №2 - №1 + 10% KCl; №3 - вода +0,2% БП + 0,5% АР; №4 - №3 + 10% KCl; №5 - №4 + 20% РМ; №6 - №4 + 20% РМ с сажей; №7 - (вода 50%, глицерин 50%) + 20% ацетат натрия + 0,2% БП + 0,5% АР; №8 - №7 + 20% РМ; №9 - №7 + 20% РМ с сажей

Рисунок 8. Зависимость времени устойчивого поведения пермо-триасовых глин от типа раствора

Теоретическое обобщение результатов экспериментальных исследований проводились на основе базовых положений физико-химической кинетики и супрамолекулярной химии. Показано, что устойчивость глинистых горных пород обеспечивают соединения, способные снижать термодинамическую активность воды, связываемой глиной, путем создания гидратных соединений включения, данные соединения позволяют блокировать внутреннюю структуру воды в глине и создавать структуры, скрепляющие ее частицы. Эффективность создания гидратных соединений включения для обеспечения устойчивости глины при контакте с буровым раствором определяется кинетическим согласованием этапов взаимодействия компонентов бурового раствора между собой и гидратирующей глиной. Для реализации процесса необходимо в составе бурового раствора применять гидратообразующие ионы виде катиона калия, анионов солей уксусной и муравьиной кислот, углеводородных соединений, формирующих растворы внедрения, а также гидраты кремния.

В четвертой главе приведены классификация глинистых горных пород в пластовых условиях и даны рекомендации по применению буровых растворов для их прохождения.

Проведенная работа позволяет построить классификацию глинистых горных пород применительно к бурению скважин, выбирать буровой раствор (рис. 9).

Указанные в классификации граничные значения показателя текучести оказывают значительное влияние на прочностные свойства глины, скорость процессов, происходящих при ее контакте с водой, и характер их разрушения.

Установлено, что для бурения в пластичных глинах подходят следующие буровые растворы: гликоль-полимерные, калиево-полимерные, формиатно акрилатные, формиатно-полимерные, с использованием гидролизованного полиакриламида, с использование алюмокалиевых квасцов, сульфата калия и другие.

Показатель текучести 1й0

Показатель пластичности I. •_?■■■

Буровые растворы, формирующие растворы внедрения, соединения включения: Калиевые, формиатные. акрилатные, спиртовые

. :" Показатель | пластичности 1?<7%

Буровые растворы, формирующие растворы ; внедрения,соединения : включения: ! акрилатно-калиевые. | акрилатно-формизшые

Разделяющиеся по ! • ь,

5 пластичности

| формирующие прочные

; соединения включения:

: Углеводородные,

I эмульсионные, синтетические

; с калиброванным

; гидратобразующим

I наполнителем

Находящийся в напряженном состоянии

Выбор плотности бурового раствора

Рисунок 9. Классификационная схема состава и свойств глинистых отложений для выбора буровых растворов.

Процесс бурения намного сложнее осуществляется при бурении в непластичных (твердых) глинах. Процесс взаимодействия непластичных глин с водой и с буровым раствором на водной основе ведет к гидратации, увеличению объема с созданием напряжений, способствующих их разрушению. Разрушение в буровом растворе происходит быстро, с распадом глины на отдельные частицы или блоки.

При отсутствии напряжений или их малых значениях в подобной глине необходимо управлять состоянием стенок скважины и стабилизировать их состояние. Для этой цели пригодны углеводородные и синтетические углеводородные растворы, эмульсии на их основе, возможно применение

прямых эмульсий и растворов с разноразмерным набором гидратообразующих соединений (акрилатно-ацетатные растворы, ацетатно-калиевые растворы).

Проведенное сопоставление существующих классификаций глинистых горных пород и методов оценки их состояния показывает, что существующие методики не позволяют, в полной мере, оценить устойчивость глинистых отложений при взаимодействии с различными буровыми растворами. Установлено, что данные методы могут дать оценку эффективности растворов для отдельных типов глин, но не учитывают возможный механизм разрушения глинистых горных пород в зависимости от их свойств.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Анализ современного состояния промысловых и экспериментальных исследований в области строительства скважин в глинистых отложениях показывает, что существующие теоретические представления и нормативно-технические документы, используемые для описания и классификации глинистых горных пород с целью выбора буровых растворов, не всегда обеспечивают успешный результат бурения.

2. Обобщение известных представлений о глине и проведенных экспериментальных работ показало, что представления о глине, как о соединении включения, позволяют:

• Использовать такие характеристики как число пластичности и показатель текучести для описания состава, состояния и процессов разрушения глинистой горной породы при их контакте с буровым раствором;

• Показать, что устойчивость стенок скважины для глинистых горных пород, характеризующихся 1р > 7 % (глины, суглинки), определяется показателем 1|<0,25 для глин и 1| <0,5 для суглинков. При меньших величинах обеспечивается устойчивое состояние стенок скважины, что говорит о том, что при нахождении глинистых горных пород в твердом состоянии, их разрушение определяется физико-химическим взаимодействием с буровым раствором.

3. Применительно к бурению скважин показано, что глинистые горные породы можно разделить по механизму разрушения, в различных водных средах, используя величины показателей текучести и пластичности:

• I] >0 - пластичные глинистые горные породы. Процесс разрушения пластичной глинистой породы характеризуется прохождением процесса набухания без потери связности между ее частицами и их последующим диспергированием в объеме раствора;

• II <0 - непластичные глинистые горные породы. Процесс разрушения пластичной глинистой породы характеризуется быстрым объемным разрушением при контакте с буровым раствором при малой величине впитываемой воды или без ее впитывания.

4. Экспериментально установлено, что эффективность соединений стабилизаторов состояния глины определяется кинетическим согласованием этапов взаимодействия компонентов бурового раствора между собой и гидратирующей глиной, а также их способностью снижать термодинамическую активность воды, впитываемой глиной. Подобным механизмом действия обладают низкомолекулярные соли органических кислот их сочетания с полиакрилатами, растворы на углеводородной основе, синтетические растворы на основе многоатомного спирта, а также специальные эмульсии.

5. Проведенная теоретическая и экспериментальная работа позволила разработать классификацию глинистых горных пород с применением инженерно-технических параметров по числу пластичности и показателю текучести. Данные параметры отражают природное состояние глинистых горных пород, различающихся гидратационной активностью и позволяют выбрать оптимальные типы буровых растворов для успешной проводки скважин.

6. Разработанные рекомендации по выбору типа бурового при бурении в глинистых отложениях позволили осуществлять успешное, безаврийное

строительство скважин на месторождениях Западной Сибири (Рогожниковское, Тагринское, Еты-Пуровское, Фестивальное, Комсомольское).

Основные положения диссертации опубликованы в следующих изданиях, рекомендуемых ВАК Минобразования и науки РФ:

1. Шарафутдинова, Р.З. Буровые растворы для строительства скважин в глинистых горных породах [Текст]/Р.З.Шарафутдинова, Г.Г. Ишбаев-М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2012.-192 с.

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

3. Шарафутдинова, Р.З. Разграничение свойств глинистых отложений в разрезе бурения скважины и выбор методов управления их состоянием [Текст]/Р.З. Шарафутдинова//НТЖ Инженер-Нефтяник, №2, 2008.-е. 23-27.

4. Шарафутдинова, Р.З. Характеристика глин для выбора методов управления их состоянием в процессе бурения скважин [Текст]/Р.З. Шарафутдинова, 3.3. Шарафутдинов//Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, №5, 2008.-е. 30-34.

5. Шарафутдинов, 3.3. Применение нанотехнологий для стабилизации глинистых отложений при строительстве скважин [Текст] / 3.3. Шарафутдинов, М.М.-Р Гайдаров, В.И.Крылов, Р.З. Шарафутдинова // Бурение и нефть, №12, 2008.-е. 13-15.

6. Шарафутдинов, 3.3.Стабилизация глинистых отложений на основе нанотехнологий. Буровые растворы [Текст] / 3.3. Шарафутдинов, М.М.-Р Гайдаров, В.И.Крылов, Р.З. Шарафутдинова, A.A. Хуббатов, A.B. Христенко // Бурение и нефть, №1, 2009.-е. 41-45.

7. Шарафутдинова, Р.З. Влияние степени увлажнения глинистых отложений на стабильность стенок скважины [Текст]/Р.З. Шарафутдинова//Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, №9, 2009.-C.20-25.

8. Шарафутдинова, Р.З. Разрушение глинистых отложений в процессе бурения и их взаимосвязь с показателями пластичности и текучести [Текст]/Р.З. Шарафутдинова//Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, №10, 2009.-c.8-ll.

9. Шарафутдинова, Р.З. Исследование неустойчивости глинистых горных пород при применении ингибированных буровых растворов. [Текст]/Р.З. Шарафутдинова, В.Ю. Близнюков//Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, №7, 2010.-е.31-33.

10. Шарафутдинова, Р.З. Буровые растворы для бурения скважин в разрезах, сложенных глинистыми отложениями. [Текст]/Р.З. Шарафутдинова, В.Ю. Близнюков, Г.Г. Ишбаев//Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, №12, 2011.-С.36-40.

Подписано в печать:

20.09.2012

Заказ № 7658 Тираж - 100 экз. Печать трафаретная. Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш., 36 (499) 788-78-56 www.autoreferat.ru

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Шарафутдинова, Рената Зарифовна

Глава 1. Современное состояние и проблемы устойчивости глинистых горных пород при бурении скважин.

1.1. Современное состояние проблем, возникающих при строительстве скважин в глинистых горных породах.

1.2. Факторы, определяющие устойчивость глинистых горных пород в процессе бурения и методы управления свойствами буровых растворов.

1.3. Современные буровые растворы, используемые для бурения в неустойчивых глинистых горных породах.

1.4. Классификации глин, рекомендуемые для выбора буровых растворов

1.5. Существующие представления о структуре глины, ее гидратации

1.5.1. Классические представления о структуре глины.

1.5.2. Представления о процессах взаимодействия глины с водой.

1.5.3. Представления о глине и ее гидратации, основанные на представлениях супрамолекулярной химии.

1.6. Описание глины в соответствии с ГОСТ 25100-95 и ее свойства.

1.7. Анализ состояния вопроса, цели и задач исследований.

Выводы по главе 1.

Глава 2. Исследование факторов, определяющих устойчивость глины, в различных водных средах. Методы и методика проведения исследований

2.1. Методы и методика проведения исследований.

2.1.1. Методы исследования влияния состава водной среды и состояния исходной глины на процессы их разрушения.

2.2. Методика обработки результатов экспериментов.

2.3. Исследование влияния состава глинистых горных пород и степени их увлажнения на устойчивость стенок скважины.

2.4. Исследование поведения глины в различных водных средах.

2.4.1. Исследование разрушения образцов глины, различающихся по числу пластичности и текучести.

2.4.2. Исследование влияния показателя текучести глины на ее устойчивость к различным водным средам.

2.4.3. Исследование разрушения образцов глины в водных растворах ингибиторов глины.

2.5. Исследования влияния состава и свойств глинистых горных пород на факторы, определяющие процесс их разрушения при контакте с буровым раствором.

Выводы к главе 2.

Глава 3. Исследование воздействия защитных реагентов на состояние глинистых горных пород и разработка методов управления составом буровых растворов

3.1. Исследование методов стабилизации состояния глины, различающихся по показателю текучести.

3.1.1. Исследование действия защитных реагентов на поведение пластичной глины.

3.1.2. Исследование воздействия буровых растворов на стабильность состояния пластичных глинистых горных пород.

3.2. Исследование действия защитных реагентов и буровых растворов на устойчивость непластичной глины.

3.2.1 Исследование действия защитных реагентов на поведение непластичной глины.

3.2.2. Исследование воздействия буровых растворов на стабильность состояния непластичных глинистых горных пород.

3.3. Исследование методов управления составом буровых растворов для предотвращения разрушения глинистых горных пород.

3.3.1. Особенности поведения молекул воды при взаимодействии с глинистыми горными породами и управление ими.

3.3.2. Методы управления составом буровых растворов для повышения стабильности состояния пластичных глинистых горных пород в процессе бурения.

3.3.3. Методы управления составом буровых растворов для управления стабильностью непластичных глинистых горных пород.

Выводы к главе 3.

Глава 4. Разработка классификации глинистых горных пород применительно к бурению скважин.

4.1. Классификация глинистых горных пород по степени усложненности их прохождения и буровые растворы для бурения в них.

4.2. Сопоставление разработанных подходов к описанию и классификации глинистых горных пород с известными классификациями и методами оценки состава и свойств буровых растворов.

Выводы по главе 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Выбор бурового раствора для проводки скважин в глинистых горных породах"

Актуальность проблемы.

Обеспечение устойчивости глинистых горных пород в процессе бурения является одной из основных проблем при проводке скважин. Это обусловлено тем, что геологический разрез нефтяных и газовых месторождений мира примерно на 75% представлен глинистыми отложениями, а около 70% технологических осложнений при строительстве скважин связано с их неустойчивым состоянием в процессе бурения. Практический опыт проводки скважин показывает, что существующие недостатки в методах оценки состояния и состава глинистых горных пород не позволяют эффективно управлять свойствами буровых растворов при строительстве скважин. Что в итоге приводит к снижению технико-экономических показателей бурения и качества строительства скважин.

Поэтому разработка рационального метода выбора бурового раствора при проводке скважин в глинистых отложениях и использования инженерно-геологических параметров для описания глинистых горных пород, является актуальной научно-технической задачей, требующей своего решения.

Цель диссертационной работы.

Основные задачи

Методы решения поставленных задач

Достоверность научных положений и выводов, технических решений и рекомендаций базируются на достаточном объеме теоретических и экспериментальных исследований с применением современных методов исследований, а также результатов практического применения буровых растворов.

Научная новизна

2. Определены отличия в механизме гидратационного разрушения глинистых горных пород отличающихся по показателям пластичности и текучести. Установлено, что отрицательные значения показателя текучести и увеличение числа пластичности глины приводят к объемному разрушению глинистых горных пород в процессе их гидратации на стадии набухания.

Защищаемые положения

Практическая значимость и реализация результатов работы

2. Разработана методика выбора бурового раствора для бурения в глинистых горных породах, основанная на использовании критериев пластичности и текучести глин и включающая в себя применение гидратообра-зующих соединений в составе бурового раствора.

3. Разработанные рекомендации диссертационной работы апробировались при сервисном обслуживании строительства скважин ООО «НПП «Буринтех» на месторождениях Западной Сибири (Рогожниковское, Тагрин-ское, Еты-Пуровское, Фестивальное, Комсомольское), а также могут быть использованы при строительстве скважин в других нефтегазоносных регионах страны.

Апробация работы

- II Межрегиональная конференция молодых специалистов ОАО «НК «Роснефть» (г. Москва-2007),

Публикации

Основные положения диссертации опубликованы в 10 печатных работах в изданиях, рекомендуемых ВАК Минобразования и науки РФ.

Структура и объем работы

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Шарафутдинова, Рената Зарифовна

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

2. Обобщение известных представлений о глине и проведенных экспериментальных работ показало, что представления о глине, как о соединении включения, позволяет:

• Показать, что устойчивость стенок скважины для глинистых горных пород, характеризующихся 1р > 7 % (глины, суглинки), определяется показателем 1[<0,25 для глин и I! <0,5 для суглинков. При меньших величинах 7/ обеспечивается устойчивое состояние стенок скважины, что говорит о том, что при нахождении глинистых горных пород в твердом состоянии, их разрушение определяется физико-химическим взаимодействием с буровым раствором.

• II >0 - пластичные глинистые горные породы. Процесс разрушения пластичной глинистой породы характеризуется прохождением процесса набухания без потери связности между ее частицами и их последующим диспергированием в объеме раствора;

• I) <0 - непластичные глинистые горные породы. Процесс разрушения пластичной глинистой породы характеризуется быстрым объемным разрушением при контакте с буровым раствором при малой величине впитываемой воды или без ее впитывания.

5. Проведенная теоретическая и экспериментальная работа позволила разработать классификацию глинистых горных пород с применением инженерно-технических параметров по числу пластичности и показателю текучести. Данные параметры отражают природное состояние глинистых горных пород, различающихся гидратационной активностью и позволяющих выбрать оптимальные типы буровых растворов для успешной проводки скважин.

6. Разработанные рекомендации по выбору типа бурового при бурении в глинистых отложениях позволили осуществлять успешное, безаврий-ное строительство скважин на месторождениях Западной Сибири (Рогожни-ковское, Тагринское, Еты-Пуровское, Фестивальное, Комсомольское).

включения акри л атн о-кал и евые, акрилатно-форми атные У

Показатель пластичности 1Р<7%

Разделяющиеся по показателю пластичности

Находящиеся в напряженном состоянии

Буровые растворы, форми рующи е прочн ые соеди нени я включен и я Углеводородные, эмульсионные, синтетические с калиброванным гидратобразующим наполнителем

Выбор плотности бурового раствора

Рис. 4.1

Классификационная схема состава и свойств глинистых горных пород для выбора буровых растворов

При отсутствии напряжений в подобной глине или их малых значениях, в пределах возможной деформации гидратных связей без их металлизации, необходимо в первую очередь управлять состоянием стенок скважины и стабилизировать их состояние. Для этой цели пригодны углеводородные и синтетические углеводородные растворы, эмульсии на их основе. Допустимо применение прямых эмульсий и растворов с разноразмерным набором гидра-тообразующих соединений (акрилатно-ацетатные растворы, ацетатно-калиевые растворы).

Для успешного бурения в неустойчивых глинистых горных породах необходимо периодически оценивать изменения их свойств и свойств бурового раствора в скважине. Существующие типы тестов для описания глин разделяется на описательные, статические и динамические и представлены в табл. 4.1-4.4.

Рассматриваются две категории испытаний, это прямые испытания, при которых измеряется прямая реакция между глинистых горными породами и буровым раствором, и косвенные испытания, измеряющие содержание активных глин в породе [107] (табл. 4.1)

Важны все исследования, связанные с проблемой устойчивости стенок скважины, однако наибольшим предпочтением пользуются исследования набухания глин, дисперсности частиц глины в буровом растворе [107].

Одним из наиболее популярных и отражающих особенности гидратации глины является измерение объема гидратирующей глины (набухание). Мерой набухаемости вещества обычно служат различные коэффициенты, показывающие соотношения между количеством жидкости и количеством вещества в набухшем студне, находящемся в предельном состоянии набухания [26].

Для определения коэффициента набухания глины предлагаются два пути, это либо определение количества жидкости, поглощенного глиной при набухании, либо измерение объема набухающего вещества [30]. Данные методы имеют ограничения, они не эффективны для оценки глины, обладающей малой величиной набухаемости, не отражают механизма разрушения глины при ее различной влажности. Существующие конструкции приборов не позволяют фиксировать объемное разрушение глины при ее низкой природной влажности, что связано с масштабом, используемым в приборе. При деформации гидратирующей глины происходит перераспределением усилий между поверхностью измерительной ячейки и деформирующейся глиной, из-за существующих размеров ячейки и образца глины, что приводит к тому, что объемное разрушение не фиксируется.

Тест на диспергирование обеспечивает получение информации о диспергирующих свойствах раствора при попадании в раствор бурового шлама при разбуривании глинистых горных пород. Испытание на диспергирование перемешиванием осуществляется измерением объема бурового шлама, который диспергируется в растворе после 16 часов перемешивания. Данный метод показывает, что для получения устойчивых результатов требуются естественные глины, т.е. глины, содержащие влагу, незначительно отличающихся от их естественного состояния в пласте. Данный метод не может оценить объемное разрушение глины при их малой влажности и имеет дело образцами претерпевшими разрушение.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Шарафутдинова, Рената Зарифовна, Москва

1. Ангелопуло, О. К. Буровые растворы для осложненных условий Текст./ O.K. Ангелопуло, В.М Подгорнов, В.Э. Аваков.- М.: Недра, 1988.135 с.

2. Антипов, В.И. Деформация обсадных колонн под действием неравномерного давления Текст./В.И. Антипов. М.: Недра, 1992.-233 с.

3. Байдюк, Б.В. Вопросы деформации и разрушения горных пород при бурении Текст./ Б.В. Байдюк, Л.А. Шрейнер. -ГОСИНТИ, 1961,- 126 с.

4. Байдюк, Б.В. О некоторых факторах нарушения устойчивости стенок скважины Текст./Б.В. Байдюк, Л.А. Шиц, М.Г. Талахадзе // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, №7, 2005. -с. 12-14.

5. Балаба, В.И. О связи увлажнения глинистых пород с процессом разупрочнения их буровым раствором Текст./ В.И. Балаба, Е.Г. Леонов.- Деп. во ВНИИЭ-Газпроме, 1988. №1056-88.

6. Балаба, В.И. Механизм разупрочнения глинистых пород буровыми технологическими жидкостями Текст./ В.И. Балаба// Инженер нефтяник, №2, 2008. -с. 19-22.

7. Баранов, B.C. Глинистые растворы для бурения скважин в осложненных условиях. Текст./ B.C. Баранов.- М.: Гостоптехиздат, 1959.- 199 с.

8. Бичкурин, Т.Н. Исследование технико-технологических факторов, определяющих устойчивость кыновских аргиллитов при бурении скважин Текст. /Т.Н. Бикчурин, И.Г. Юсупов, P.C. Габидуллин и др. // Нефтяное хозяйство, №12 , 2000.-С.25-27.

9. Булатов, А.И. Справочник инженера по бурению. В 2-х томах Текст./

10. А.И. Булатов, О. М. Аветисов.- М: Недра, 1985- 414 с.

11. Васильченко, C.B. Современные методы исследования проблемы неустойчивости глинистых пород при строительстве скважин Текст./ C.B. Васильченко, А.Г. Потапов, А.Н. Гноевых.- М.:ИРЦ Газпром, 1998.- 83 с.

12. Войтенко, B.C. Анализ причин смятия колонн при бурении скважин на территории Припятской впадины Текст./ B.C. Войтенко. РНТС, сер. Бурение, № 6. 1972.- 16 с.

13. Войтенко, B.C. Управление горным давлением при бурении скважин Текст./B.C. Войтенко. М.:Недра, 1985. 180 с.

14. Гайдаров, М.М.-Р. Гидрофобная кольматация глинистых отложений статься/ М.М.-Р. Гайдаров, Я.М. Курабнов, Р.З. Шарафутдино-ва// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, №4, 2008.-с. 30-34.

15. Галабутская, Е.А. Система глина-вода Текст./ Е.А. Галабутская.-Львов, 1962. 211 с.

16. Глинка, H.JI. Общая химия Текст./ H.JI. Глинка. Л. : Химия, Издание 23-е, испр., 1983. 704 с.

17. Горная энциклопедия. Т. 2.- М.: Советская энциклопедия , 1986.- с

18. Городнов, В.Д. Аналитический метод оценки набухания глинистых пород Текст./ В.Д. Городнов.- М.: Гостоптехиздат, 1962.- 232 с.

19. Городнов, В.Д. Исследования глин и новые рецептуры глинистых растворов Текст./ В.Д. Городнов, В.Н. Тесленко, И.М. Тимохин и др. М.: Недра, 1975.- 272 с.

20. ГОСТ 25100-95. Грунты. Классификация. М.: Изд-во стандартов, 1996.-25 с.

21. ГОСТ 5180-84. Грунты. Методы лабораторного определения физических характеристик. 1987.

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

23. Грим, P.E. Минералогия и практическое использование глин Текст./ P.E. Грим.- М.:МИР, 1959.- 510 с.

24. Дядин, Ю.А. Соединения включения Текст./ Ю.А. Дядин, К.А. Удачин, И.В. Бондарюкю- Новосибирск: Издательство Новосиб.гос. ун-та, 1988.-92 с.

25. Еременко, Т.Е. Деформация обсадной колонны в зоне текущего пласта Текст./ Т.Е. Еременко, В.А. Вислобицкий, JI.T. Грицук // Труды УКРНИИНП, вып. 13. Киев, 1973.

26. Кистер, Э.Г. О набухании глин Текст./Э.Г. Кистер//Нефтяное хозяйство, №12.- 1947.

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

28. Китайгородский, А.И. Молекулярные кристаллы Текст./А.И. Китайгородский. М.: Наука, 1971. - 24 с.

29. Китайгородский, А.И. Смешанные кристаллы Текст./А.И. Китайгородский. М.: Наука, 1983. - 277 с.

30. Кокотов Ю.А., Пасечник В.А. Равновесие и кинетики ионного обмена. «Химия», 1970.-336 с.

31. Кошелев, В.Н. Использование комплексно ингибированных буровых растворов при проводке скважин Текст./ В.Н. Кошелев, Б.А. Растегаев, A.C. Добромыслов//Бурение и нефть, №12, 2008.- с 35-37.

32. Краткий курс учебного пособия для инженеров по буровым растворам. Волгоград, 2007.- 185 с.

33. Круглицкий, H.H. Физико-химические основы регулирования свойств дисперсий глинистых минералов Текст./Н.Н. Круглицкий.- Киев: Наукова Думка, 1974.-243 с.

34. Круглицкий, H.H. Основы физико-химической механики. В 3-х томах. Киев Текст./Н.Н. Круглицкий.- М: Высшая школа, 1975.- 609 с.

35. Круглицкий, H.H. Физико-химическая механика дисперсионных минералов Текст./Н.Н. Круглицкий.- Киев: Наукова Думка, 1976. 235 е.

36. Куковский, Е.Г. Особенности строения и физико-химические свойства глинистых минералов Текст./ Е.Г. Куковский.- Киев: Наукова Думка, 1968.

37. Лебедев, А.Ф. Почвенные и грунтовые воды Текст./А.Ф. Лебедев. -М. -Л., 1930.-280 с.

38. Лебедев, Е.А. Смятие обсадных колонн в интервалах залегания пластичных глин Текст./ Лебедев Е.А. // РНТС, сер. Бурение, № 14, 1988- с.19.

39. Лен, Ж.-М. Супрамолекулярная химия: Концепции и перспективы Текст. /Ж.-М. Лен Новосибирск: Наука, 1998. - 334 с.

40. Леонов, Е.Г. О физико-химическом воздействии бурового раствора на напряженно-деформированное состояние горных пород и стенок скважин Текст./ Е.Г. Леонов, B.C. Войтенко //Изв. ВУЗов Геология и разведка.-1977, №3.- с. 34-39.

41. Максимов, А.П. Горное давление и крепь выработок Текст./А.П. Максимов,- М: Недра, 1973. 289 с.

42. Мамедов, А. А. Нарушения обсадных колонн при освоении и эксплуатации скважины и способы их предотвращения Текст./А.А. Мамедов.-М.: Недра, 1974.- 150 с.

43. Мамедов, И.Х. Смятие обсадных колонн при проводке скважин в со-леносных горных породах Текст. / И.Х. Мамедов, М.Ю. Аскеров, В.К. Маскалев// Известия высших учебных заведений, Нефть и газ, № 8, 1980.-с. 23.

44. Маэно, Н. Наука о льде: Пер. с яп. Текст./Н. Маэно.-М.:Мир, 1988.231 с.

45. Минералогическая энциклопедия. М.: Недра, 1985.-509 с.

46. Минералы. Справочник. Вып.1. М.: Недра, Т. 3, 1972.-792 с.

47. Новиков, B.C. Устойчивость глинистых пород при бурении скважин Текст./В.С. Новиков.-М.-Недра, 2000.-270 с.

48. Никитин, Б.А. Избранные труды. Исследования по химии благородных газов Текст./Б.А. Никитин. М.; Л.: Изд-во АН СССР, 1956. - 240 с.

49. Овчаренко, Ф.Д. Гидрофильность глин и глинистых минералов Текст./В.Д. Овчаренко.- Киев: Изд-во АН УССР, 1961.-197. с

50. Овчинников, П.В. Теория и практика вскрытия и разобщения продуктивных пластов со сложными термобарическими условиями. Дисс. На со-иск. учен. степ, доктор техн. наук Текст./П.В. Овчинников.- Тюмень: ТюмГНГУ, 2007.

51. Однорог, Д.С. Подбор добавок предотвращающих набухание глин Текст. / Д.С.Однорог, Д.Н. Ван, В.Г. Перевалов// Нефтяное хозяйство, № 6, 1988. с

52. Паус, К.Ф. Буровые растворы Текст./ К.Ф. Паус.-М.: Недра, 1973- с. 202.

53. Пеньков, А. И. Влияние полимеров на ингибирование глин Текст.

54. А.И. Пеньков// Нефтяное хозяйство , №5, 1979 г.- с.

55. Попов, А.Н., Прочностные расчеты стенок скважины в пористых горных породах Текст./А.Н. Попов, Н.Н.Головкина.-Учебное пособие. -Уфа: Изд-во УНГТУ, 2001,- 70 с.

56. Ржевский, В.В. Основы физики горных пород Текст. /В.В. Ржевский, Г.Я. Новиков.- М.: Недра, 1973.- 211 с.

57. Рябченко, В.И. Управление свойствами буровых растворов Текст./В.И. Рябченко,- М: Недра, 1990.-230 с.

58. Сеид-Рза, М.К. Устойчивость стенок скважины Текст. / М.К. Сеид-Рза, Ш.И. Исмаилов, Л.М. Орман,- М.: Недра, 1981. -197 с.

59. Симонянц, Л.Е Смятие обсадных колонн под действием горного давления в высокопластичных горных породах Текст. / Л.Е. Симонянц, В.Н. Романов//РНТС, сер. Бурение, 1974. -с. 25.

60. Тахаутдинов, Ш.Ф. Исследование по разработке технологии вскрытия кыновского горизонта под большим зенитным углом Текст./ Ш.Ф. Тахаутдинов, Т.Н. Бикчурин, И.Г. Юсупов // Нефтяное хозяйство.-№3, 2003.-е. 35-39,

61. Титков, Н.И. К вопросу стабилизации размеров каверн Текст./Н.И. Титков, И.Г. Юсупов // Тр.ТатНИПИнефть, вып. 11. Л., 1968.

62. Токунов, В.И. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин Текст./В.И. Токунов, А.З. Саушин.-М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004, 711 с.

63. Трофимов, В.Т. Грунтоведение Текст./ В.Т. Трофимов, В.А. Королев, Г.А.Голодковская, Ю.К.Васильчук. 6-е изд. перераб. и доп. - М.:Изд-во1. МГУ, 2005.-1024 с.

64. Уолш, М. Первичые методы разработки месторождений углеводородов Текст. /М. Уолш, Л.Лейк. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований. НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика».-2008.-672 стр.

65. Филиппов, А.И. Использование термометрии переходных процессов при выявлении нарушений обсадных колонн и цементного кольца Текст. / А.И Филиппов, А.И Парфенов// Нефтяное хозяйство, № 1, 1987. -с. 15-18.

66. Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химии Текст./Ю.Г. Фролов.- М.: Высшая школа, 1982.- 515 с.

67. Чаповский, Е.Г. Лабораторные работы по грунтоведению и механики грунтов Текст./Е.Г. Чаповский.- М., Недра, 1975. 304 с.

68. Шарафутдинов, 3.3. Буровые и тампонажные растворы. Теория и практика. Текст./3.3. Шарафутдинов, Ф.А. Чегодаев, Р.З. Шарафутдинова -Санкт-Петербург: Издательство АПФ «Профессионал» 2006.-700 с.

69. Шарафутдинов, 3.3. Применение нанотехнологий для стабилизации глинистых горных пород при строительстве скважин Текст./3.3. Шарафутдинов, М.М.-Р Гайдаров, В.И.Крылов, Р.З. Шарафутдинова // Бурение и нефть, №12, 2008.-е. 13-15.

70. Шарафутдинова Р.З. Реология буровых растворов на водной основе Текст./Р.З. Шарафутдинова// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море,.№8, 2006.-е. 41-47.

71. Шарафутдинова, Р.З. Разграничение свойств глинистых горных пород в разрезе бурения скважины и выбор методов управления их состоянием Текст./Р.З. Шарафутдинова//НТЖ Инженер-Нефтяник, №2, 2008.-е. 23-27.

72. Шарафутдинова, Р.З. Совершенствование технологий водоизоляцион-ных работ на основе использования силиката натрия Текст. /Р.З. Шарафут-динова//Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море,.№7. 2006.-е. 43-46.

73. Шарафутдинова, Р.З. Современные проблемы нестабильности ствола скважины Текст./Р.З. Шарафутдинова//Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть», № 5, 2008.-е. 13-15.

74. Шарафутдинова, Р.З. Создание псевдопластических свойств и требования к составу бурого раствора Текст./Р.З. Шарафутдинова, В.Ю. Близ-нюков//Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть», № 5, 2007.-е. 15-18.

75. Шарафутдинова, Р.З. Управление реологическими свойствами буровых растворов на водной основе Текст./Р.З. Шарафутдинова// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.№9, 2006.-е. 38-43.

76. Шарафутдинова, Р.З. Характеристика глин для выбора медов управления их состоянием в процессе бурения скважин Текст./Р.З. Шарафутдинова, 3.3. Шарафутдинов//Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, №5, 2008.-е. 30-34.

77. Шарафутдинова, Р.З. Эмульсии в буровых растворах Текст./Р.З. Шарафутдинова, 3.3. Шарафутдинов//Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, №10, 2007.-е. 18-25.

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

79. Шарафутдинова, Р.З.Влияние химических реагентов на реологические свойства буровых растворов на водной основе статья Текст./Р.З. Шарафутдинова// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море,№10, 2006.-е. 23-25.

80. Шарафутдинов, 3.3. Стабилизация глинстых отложений на основе на-нотехнологий. Буровые растворы Текст./ 3.3. Шарафутдинов, М.М.-Р Гайдаров, В.И.Крылов, Р.З. Шарафутдинова, A.A. Хуббатов, A.B. Христенко // Бурение и нефть, №1, 2009.-е. 41-45.

81. Шарафутдинова, Р.З. Разрушение глинистых горных пород в процессе бурения и их взаимосвязь с показателями пластичности и текучести Текст./Р.З. Шарафутдинова//Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, №10, 2009.-c.8-l 1.

82. Шарафутдинова, Р.З. Влияние степени увлажнения глинистых горных пород на стабильность стенок скважины Текст./Р.З. Шарафутдино-ва//Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, №9, 2009.-С.20-25.

83. Шарафутдинова, Р.З. Исследование неустойчивости глинистых горных пород при применении ингибированных буровых растворов. Текст./Р.З. Шарафутдинова, В.Ю. Близнюков//Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, №7, 2010.-С.31-33.

84. Шерстнев, Н.М. Предупреждение и ликвидация осложнений в бурении Текст./Н.М. Шерстнев, Я.М. Расизаде, С .Я. Ширинзаде.-М.:Недра, 1979.-297 ст.

85. Юсупов, И.Г. Физико-геологические исследования явлений обвалооб-разования неустойчивых горных пород при бурении скважины и меры их предотвращения. Дисс. на соиск. учен, степ, канд. техн. наук. Текст./И.Г. Юсупов. М.: МИНХ им. Губкина, 1966.

86. Abass Н., Shebatalhamd A. Wellbore instability of shale formation Zuluf field, Saudi Arabia. Paper SPE 106345. May 2006.

87. Anderson D. В., Edwards C. D. I. Fluid Development for Drilling, Sloughing and Heaving Shales, Petroleum Engineer, Sept. 1977, №5.

88. Ballard T.J., Beare S.P. and Lawless T.A. Fundamentals of shale stabilization: water transport through shales. Paper SPE24974. 1992 European Petr. Conf., Cannes, Nov. pp. 16-18.

89. Baroid drilling Fhlids. Water Mnd & Completion Fluids. Seminar Baroid drilling Fluids, Nc. Career development center, 1991.

90. Belosludov V.R., Lavrentiev M.Yu., Dyadin Yu.A. // J. Indus. Phenom. -1991.-10.-pp. 399-422.

91. Biarez J, Fleureau J.M, Tabi S., Zerhouni M.I. Influence of water negative pore pressure on the flow of granular materials in silos, In Powders and Grains, Rotterdam (1989), p. 385.

92. Bloys B. Davis N, Smolen B. Designing and managing of drilling fluids. Oil field review, Schlumberger, Elsevier, (1994), p.33.

93. Bol G.M. The effect of various polymers and salts on borehole and cutting stability in water-base shale drilling fluids. Paper SPE 14802. IADC/SPE Drilling Conf., Dallas, 1986.

94. Busenberg F., Clemency C. V. Determination of the Cation Exchange Capacity of Clays and Soils Using an Ammonia Electrode. Clays and Clay Minerals, #21. 1973. pp.213-217.

95. Carminati S., Brignoli, Marco, Di A and Santareli, F. J. The activity concept applied to shales: Consequences for oil, Tunneling and Civil engineering operations. Int. J. Rock Mech.&min. Sci.34, paper #.098. 1997.

96. Chenevert M.E. Shale alteration by water adsorption//JPT, Sept. 1970, pp. 141-148.

97. Chenevert M.E., Osisanya S.O. Shale. Mud inhibition defined with rig-site methods. SPE Drilling Engineering 1989, IX. - Vol. 4, N 3. -p 261-268.

98. Chenvert M.E. Shale control with Balanced-Activity oil-Continuous Muds// Journal of Petroleum Technology, oct. 1970.

99. Clark R. K., Scheurman R. F., Rath H., Van Laar H. Polyacryla-mide/Potasium -Chloride Muds for Drilling Water Sensitive Shales//Journal of Petroleum Technology. June 1976. pp. 719-727.

100. Cray G. R., Darley H. C. H. Composition and Properties of Oil Well Drilling Fluids, Gulf Pub. Co., Houston, (1980), 338 et seq.

101. Dusseault, M.B., Gray K.E. Mechanisms of stress-induced wellbore damage. SPE Symposium on formation damage control, Lafayette, LA., SPE #23825. 1992.

102. Encyclopedia of Nanoscience and Nanotechnology / Ed. H.S. Nalwa. Stevenson Ranch: American Scientific Publishers. 2004.

103. Eric van Oort. Physico-Chemical Stabilization of Shales, paper SPE 37263, SPE International Symposium on Oilfield Chemistry held in Huston, Texas, 1821 February 1997.

104. Fam M.A., Dusseault M.B. Borehole stability in Shales. A physico-chemical Perspective. SPE/ISRM Eurock' 98 held in Trondheim, SPE/ISRM 47301. 1993.

105. Fischer E. // Ber. Deutsch. Chem. Ges. 1894. - 27. - p. 298 - 299.

106. Forsans T.M., Schmitt, L. Capillary forces: the neglected factor in shale instability studies? In EUROCK'94, Balkema, Rotterdam, (1994), 71.

107. Frydman M. Modeling aspects of wellbore stability in shales, SPE 69529, Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference held in Buenos Aires, Argentina. 25-28 March 2001.

108. Growcock F.B., Frederick T.P. Operation limits of synthetic drilling fluids. Paper SPE 29071. June 1996.

109. Halbouty M.T. and Kaldenbach N.A. Heaving shale//Oil Weekly, Oct., 1938.

110. Hale A.H., Mody F.K., Salisbury D.P. The influence of chemical potential on wellbore stability, SPE Drilling &Completion, 1993. Sept., pp. 207-216.

111. Hang P. T., Brindley, G. M. Methylene Blue Absorption by Clay Minerals. Clays and Clay Minerals, IB. 1970. pp.- 203-212.

112. Kelly J. Drilling problem shales. Classification simplifies mud selection// Oil & Gas Journal. 1968. June, pp. 67-70.

113. Kenney T.C. Discussion, Proc. of the American Society of Civil Engineers, vol. 85, No. SM3. 1959. pp. 67-79.

114. Kenney T.C. The Influence of Mineralogical Composition on the Residual Strength of Natural Soils. Proc. of the Oslo Geotechnical Conference on the Shear Strength Properties of Natural Soils, vol. 1, pp. 123-129.

115. Lauzon, S. V. Colloid Science Resolves Shale Formation-Damage Problems// Oil & Gas Journal. July 30, 1984, pp. 175-179.

116. Lehn J.-M. J. Indus. Phenom. 1988. . - p. 351 - 396.

117. Lehn J.-M. Pure Appl. Chem. 1978. - p. 871 - 892.

118. Lehn J.-M. Supramolecular Chemistry: Concepts and Perspectives. Weinheim: VCH. 1995.

119. Loomis, A.G., Ambrode, H.A. and Brown, J.S. Drilling of Terrestrial Bores. U.S. patent №1.819.646. Aug. 18. 1931.

120. Machado J. С V. Optimum Potassium Chlorite Concentration to Reduce Clay Formation Hydration Potential. Internal Report. Petrobras, 1989, p. 34

121. Mitchell J.K. Fundamentals of Soil Behavior//John Wiley & Sons. 1976422 p.

122. Mody F.K., Hale A.H. A borehole stability model to couple the mechanics and Chemistry of drilling fluids/shale interaction. SPE 25728. 1993.

123. Mondshine T.C. Successful gumbo-shale drilling// Oil & Gas Journal- 1966. pp. 194-205.

124. Morgenshern N.R. and Eigonbrod K.D. Classification of Argillaceous Soils and Rocks// Journal of Geotechnical Engineering Division, Proc. Of American Society of Civil Engineers, vol. 100, No. GT10, Oct., 1974. pp. 1137.

125. Nanoporous Materials III. Stud. Surf. Sci. Catal. 141 / Eds. A. Sayari, M. Jaroniec. Amsterdam: Elsevier, 2002. - 691 p.

126. Nesbitt L.E., King G.P., Thurber N. E. Shale Stabilization principles. SPE 14248. 60th Annual Technical Conference and Conference and Exhibition of the SPE held in Las Vegas, NV September 22-25,1985.

127. Nesbitt L.E., King, G.P. and Thurber. N.E. Shale stabilization principles. Paper SPE 14248, 1985 SPE Annual Tech. Conf., Las Vegas. 1985.

128. Nester J.N. Janhis D.K., Limon R. Resistances to Failure of oil well casing subject to man Uniform Iransvesse Loading Drill and Prod. Prait. 1955.

129. O'Brien D.E., Chenevert M.E. Stabilization of sensitive shales using inhibited, potassium based drilling fluids//JPT, Sept. 1973. pp. 1089-1100.

130. O'Brien T.B. Why some casing failures happen. World Oil, vol 199, № 1, 1984, c. 113, 114, 116, 118.

131. Ottonello G. Principles of Geochemistry, Colombia University press, New York, NY, 1997.

132. Palin D.E., Powell H.M. // J. Chem. Soc. 1947. - p. 208 - 221.

133. Perez R.C. Shale Characterization and Reactivity. M.Sc. Dissertation. PUC-Rio. Civil Engineering Department (in Portuguese). 1997. 174 p.

134. Powell H.M. // Ibid. 1948. - p. 61 - 73.

135. Ratner B.D., Bryant S.J. // Annu. Rev. Biomed. Eng. 2004. - 6. - p. 41 -75.

136. Ritter A.J. and Geraut R. New optimization drilling fluid programs for reactive shale formations. Paper SPE14247, 1985 Annual Tech. Conference. Las Vegas, Sept., 1985. pp. 22-25.

137. Sanchez C., Arribart H., Madeleine M., Guille G. // Nature Mater. 2005. -4.-p. 277-288.

138. Santarelli F. and Carminati S. Do shales swell? A critical review of available evidences. SPE/IADC 29421. 1995.

139. Santos H. Diek, A. Roegiers J-C., Fontoura S.A.B. Investigation of the effects of sample handling procedures on shale properties. Rock Mechanics. Balkema.-1996.

140. Santos H., da Fountoura S.A.B. Concepts and misconcepts of mud selection criteria: how to minimize borehole stability. Paper SPE38644, presented at the 1997 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in San Antonio,

141. Texas, 5-6 October 1997. pp.-781-796.

142. Santos H., Diek. A., Roegiers J-C., Fontoura S.A.B. Can shale swelling be (easily) controlled? Eurock'96, Proc, Balkema.- 1996.

143. Schmitt L., Forsans T. Santarelli F.J. Shale testing and capillary phenomena. International Journal of Rock Mechanics and Mineral Science &Geomech. Abstr. 1994. p. 411.

144. Sergio A.B. da Fontoura, Claudio Rabe, Rosana F.T. Lomba. Characterization of shales for drilling purpose. Paper SPE/ISRM 78218. Rock Mechanics Conference held in Irving, Texas. 2002.

145. Steiger R.P. Fundamentals and use of potassium/polymer drilling fluids to minimize drilling and completion problems associated with hydratable clays// JPT. August. 1982. pp. 66-67.

146. Supramolecular and Colloidal Structures in Biomaterials and Biosubstrates / Eds. M. Lai, P.J. Lillford, V.M. Naik, V. Prakash. L.: Imperial College Press, 2000.

147. Tan S.P., Chen X. A "Keep at simple" approach for managing shale instabil-ity.SPE/IADC 52866. SPE Drilling conference. 1999.

148. Van der Waals J.H., Platteuw J.C. // Adv. Chem. Phys. 1959. - 2. - p. 1 -57.

149. Van Olphen H. Compaction of clay sediments in the range of molecular particle distances. Clays Clay Miner. 1963. pp. 178-187

150. Wilcox R., Fisk J. Tests Show Shale Behavior, Aid Well Planning// Oil and Gas J., September.- 1963.

151. Wilcox R.D., Fisk Jr., Corbett G.E. Filtration methods characterizes dispersive properties of shales. SPE Drilling Engineering. 1987. pp. 149-158.

152. Wong S.W., Heidug W.K. Borehole stability in shales: A constitutive model for the mechanical and chemical effects of drilling fluid invasion. Proc. EUROCK 94. pp. 251-258.

Информация о работе

Шарафутдинова, Рената Зарифовна
кандидата технических наук
Москва, 2012
ВАК 25.00.15

Диссертация

Выбор бурового раствора для проводки скважин в глинистых горных породах - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы