Помощь в учёбе, очень быстро...
Работаем вместе до победы

Прогнозирование и предупреждение осложнений при бурении глубоких скважин в неустойчивых глинисто-аргиллитовых отложениях

Диссертация: Прогнозирование и предупреждение осложнений при бурении глубоких скважин в неустойчивых глинисто-аргиллитовых отложениях
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

В связи с этим, важным фактором успешности предупреждения осложнений при бурении в обваливающихся породах является использование надёжного критерия для обоснованного выбора оптимального химического состава ингибирующего бурового раствора. Поэтому разработка и внедрение новых более совершенных ингибирующих систем буровых растворов, обеспечивающих долговременную прогнозируемую устойчивость ствола… Читать ещё >

Содержание

  • 1. Современное состояние в области разработки и применения ингибирующих буровых растворов для бурения и заканчивания скважин в сложных горно-геологических условиях
  • 2. Методики экспериментальных исследований
    • 2. 1. Методика оценки ингибирующих свойств буровых растворов по кривым деформации горных пород
    • 2. 2. Методика определения дисперсного состава твердой фазы буровых растворов
    • 2. 3. Методика оценки селективно-флокулирующих свойств полимеров
    • 2. 4. Методика определения смазочных свойств буровых растворов
    • 2. 5. Методика оценки противоприхватных свойств буровых растворов
    • 2. 6. Исследование и разработка усовершенствованного метода оценки взаимодействия буровых растворов с горными породами
  • 3. Экспериментальные исследования по получению комплексно-ингибированных буровых растворов (КИБР) для бурения в осложнённых условиях
    • 3. 1. Исследование влияния олигомерных полигликолей на свойства буровых растворов
    • 3. 2. Исследование неорганических ингибирующих добавок и их влияние на свойства буровых растворов
    • 3. 3. Разработка рецептур КИБР для бурения скважин в сложных условиях
      • 3. 3. 1. Разработка рецептуры КИБР на основе полиэтиленгликолей
      • 3. 3. 2. Исследование влияния температуры, минерализации и выбуренного шлама на технологические показатели КИБР
    • 3. 4. Исследование влияния высокой температуры на свойства полигликолевого калий-акрилатного бурового раствора
    • 3. 5. Разработка и исследование физико-химических свойств олигликолевого калий-акрилатного бурового раствора
  • ПКАБР-ПА) с высокой поверхностной активностью
  • Промышленные испытания комплексно-ингибированных буровых растворов на полиэтиленгликолевой основе при бурении в неустойчивых отложениях
    • 4. 1. Применение КИБР при бурении глубоких скважин в сложных условиях
      • 4. 1. 1. Скважина № 1 Леузинской площади
      • 4. 1. 2. Скважина№ 232 Ахметовской площади
    • 4. 2. Промышленные испытания модификаций полигликолевого калий-акрилатного бурового раствора
      • 4. 2. 1. Промышленные испытания полигликолевого калий-акрилатного бурового раствора с высокой поверхностной активностью (ПКАБР-ПА)
      • 4. 2. 2. Промышленные испытания полигликолевого калий-акрилатного бурового раствора

Прогнозирование и предупреждение осложнений при бурении глубоких скважин в неустойчивых глинисто-аргиллитовых отложениях (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Актуальность проблемы.

Практика бурения показывает, что при прохождении глинисто-аргиллитовых отложений наиболее распространенными и труднопреодолимыми являются осложнения, связанные с потерей устойчивости ствола — осыпи, обвалы, ползучесть, влияющие на успешность проводки скважин и предотвращения осложнений.

Как показывает анализ литературных данных, несмотря на различие мнений на природу обвалообразований, методы борьбы с данным осложнением за прошедшие 70 лет существенных изменений не претерпели. Учёные предлагали для предупреждения и ликвидации обвалов проводить утяжеление промывочной жидкости или применять растворы с минимальной водоотдачей, либо то и другое вместе. Однако на практике эти рекомендации учёных не всегда давали положительный результат.

В последние годы значение проблемы обеспечения устойчивости ствола при прохождении глинистых отложений еще более возросло в связи с поиском нефти и газа в глубоко залегающих продуктивных пластах и увеличением объемов бурения на новых малоизученных, в геологическом отношении площадях, осложненных наличием больших толщ неустойчивых отложений с нарушенной структурой с большими углами залегания и высокой забойной температурой.

Несмотря на достигнутый прогресс в разработке новых более совершенных систем буровых растворов, многие из предложенных технических решений из-за недостаточного ингибирующего действия не позволяли обеспечить успешную проводку скважин в неустойчивых отложениях. Известен ряд модификаций ингибированных растворов разработанных для определённого региона без достаточного научного обоснования, вследствие чего применение их в других горно-геологических условиях не может гарантировать успешной проводки скважины в интервале залегания неустойчивых пород.

Очевидно, практически важным является создание высокоингибированных систем буровых растворов и управление их свойствами с учётом специфики горно-геологических условий проводки скважины, а также прогнозирование периода устойчивого состояния глинисто-аргиллитовых пород при контакте с буровым раствором для своевременного проведения технологической операции по креплению неустойчивого интервала обсадной колонной.

Известные критерии оценки устойчивости горных пород позволяют судить лишь о качественном характере разупрочняющего действия того или иного типа бурового раствора и не дают возможность при применении конкретного типа бурового раствора прогнозировать период устойчивого состояния глинистой породы.

В связи с этим, важным фактором успешности предупреждения осложнений при бурении в обваливающихся породах является использование надёжного критерия для обоснованного выбора оптимального химического состава ингибирующего бурового раствора. Поэтому разработка и внедрение новых более совершенных ингибирующих систем буровых растворов, обеспечивающих долговременную прогнозируемую устойчивость ствола скважины, является актуальной задачей.

Цель работы.

Повышение эффективности бурения глубоких скважин в неустойчивых отложениях глинисто-аргиллитовых пород путем прогнозирования и предупреждения осложнений применением высокоингибированной системы бурового раствора современного типа.

Основные задачи исследований.

1.Анализ литературных и патентных источников в области создания и применения ингибирующих буровых растворов, компонентов-ингибиторов и критериев оценки устойчивости набухающих глин.

2.Формулирование основных теоретических предпосылок разработки новых высокоингибирующих систем буровых растворов с использованием полигликолевых и калийсодержащих компонентов, в том числе полимерных.

3.Изучение закономерностей действия ингибирующих добавок, входящих в состав бурового раствора, используя выбранный показатель устойчивости глин. Оценка влияния комплекса ингибиторов на технологические свойства буровых растворов. Разработка оптимальных рецептур высокоингибирующих буровых растворов и рекомендаций по их использованию.

4.Исследование влияния высокой температуры и других «возмущающих» факторов на свойства разработанных высокоингибированных буровых растворов.

5.Промысловые испытания разработанных рецептур высокоингибированных буровых растворов, оценка технологической и экономической эффективности результатов их внедрения в промысловую практику.

Методы решения поставленных задач.

В работе использован комплексный метод исследования, включающий обобщение и анализ накопленного опыта при борьбе с обвалообразованиями, экспериментальное изучение с использованием стандартных и новейших приборов и установок с последующими промысловыми испытаниями.

Научная новизна работы.

1 .Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена концепция двойного действия полигликолей (НПАВ) — ингибиторов и стабилизаторов глинистого бурового раствора в присутствии неиндифферентных коагулирующих катионов-ингибиторов, которая позволяет научно обоснованно подойти к созданию новых систем высокоингибированных буровых растворов.

2.На основе предложенного интегрального показателя устойчивости глинистых пород, позволяющего прогнозировать начало возникновения осложнений, разработана и запатентована система комплексно-ингибированного бурового раствора (КИБР) для проводки скважин в мощных толщах глинистых пород, залегающих под большим углом наклона к горизонту.

З.Определено оптимальное сочетание различных по природе полимерных, олигомерных и мономерных ингибирующих добавок, обеспечивающих максимальный эффект ингибирования высоконабухающих глин.

4.Научно обоснован и предложен в качестве синергетического полимерного сокомпонента полисахаридных стабилизаторов калий-акрилатный реагент, на основе которого для бурения высокотемпературных скважин разработана на уровне изобретения система полигликолевого калий-акрилатного бурового раствора.

Основные защищаемые положения.

1.Направление развития ингибирующих систем буровых растворов для бурения глубоких скважин, осложнённых обвалами аргиллито-глинистых пород.

2.Результаты экспериментальных исследований ингибирующих, смазочных, противоприхватных, стабилизирующих свойств комплексно-ингибированного бурового раствора и его модификаций под действием различных факторов.

3.Механизм действия комплексно-ингибированного бурового раствора для проводки скважин в мощных толщах потенциально неустойчивых глинисто-аргиллитовых пород.

4.Результаты промышленных испытаний разработанных систем буровых растворов при бурении глубоких скважин в сложных условиях.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

1.Использование результатов теоретических и экспериментальных исследований позволило разработать на уровне изобретения буровые растворы, для бурения глубоких скважин в обваливающихся породах (патенты РФ № 2 132 351, 2 163 248,2103312, 2 132 351, 2 174 996).

2.Разработанные системы высокоингибированных буровых растворов апробированы и внедрены при бурении более двадцати скважин, в том числе при проводке сверхглубоких для Республики Башкортостан скважин № 1 Леузинская и № 1 Восточно-Аскинская.

3.Для внедрения в промышленности разработаны и утверждены в установленном порядке:

СТП 03−28−98 «Технология приготовления и применения полигликолевого ингибированного бурового раствора для бурения и заканчивания скважин. Правила приготовления и применения ингибированного бурового раствора на основе полигликоля». — Уфа — 1998 — 10с.

— «Инструкция по приготовлению и применению бурового раствора с кислоторастворимыми компонентами для качественного вскрытия продуктивных отложений». — Уфа. — 1995. 8с.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались на:

Семинаре-дискуссии в Уфимском государственном нефтяном техническом университете. «Проблемы первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин» Уфа. 1996 г.

— 2-ом Международном семинаре «Горизонтальные скважины». Москва. 1997 г.

— Всероссийском совещании «Бурение сверхглубоких и глубоких параметрических скважин. Состояние технологии бурения, комплексных исследований и основные направления повышения эффективности» Ярославль. 2001 г.

— V Международном симпозиуме по бурению скважин в осложнённых условиях. Санкт-Петербург. 2001 г.

— Всероссийской научно практической конференции посвященной 75-летию кафедры органической химии нефти. «Разработка, производство и применение химических реагентов для нефтяной и газовой промышленности» Москва. 2002 г.

— Научно-технической конференции, посвященной 70-летию башкирской нефти. Ишимбай — Уфа. — 2002 г.

— Специализированной научной секции «А» Четвёртого Конгресса нефтегазопромышленников России «Повышение эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений». Уфа. — 2003.

Объем и структура работы.

Диссертационная работа состоит из введения, 4-х глав, основных выводов, списка литературы из 164 наименований. Изложена на 172 страницах машинописного текста, содержит 35 таблиц, 29 рисунка, и 13 страниц приложений.

Основные выводы и рекомендации.

1. Проведен анализ исследований в области разработки и применения ингибирующих систем буровых растворов для бурения в неустойчивых обваливающихся породах и известных критериев оценки устойчивости набухающих глин. Научно обоснованы подходы к созданию высокоэффективной системы бурового раствора, содержащего органические и минеральные ингибирующие компоненты для бурения в мощных толщах неустойчивых глинистых отложений с большими углами наклона к горизонту.

2. Изучены особенности взаимодействия ингибирующих добавок, входящих в состав бурового раствора, используя предложенный показатель устойчивости глин (Туст). На основании проведенных теоретических и экспериментальных исследований дано обоснование компонентного состава комплексного ингибированного бурового раствора (КИБР) (патенты РФ № 2 132 351, № 2 163 248) для бурения в мощных толщах тектонически нарушенных, с большими углами наклона к горизонту потенциально неустойчивых глинистых пород.

3. Изучены физико-химические свойства КИБР в зависимости от компонентного состава и различных факторов (температуры, минерализации, выбуренного шлама). Установлено, что полиэтиленгликоль и реагент ЛТМ/ПЭГ совместимы с известными реагентами (КМЦ, ПАЦ и другими полисахаридами), обеспечивая за счет синергетического эффекта повышение стабилизирующих свойств и снижение расхода реагентов.

4. Для бурения глубоких скважин с мощными толщами неустойчивых глинистых пород с забойной температурой до 180 °C разработана рецептура полигликолевого калий-акрилатного бурового раствора (ПКАБР) и его модификация (ПКАБР-ПА) для заканчивания скважин, в том числе боковыми и горизонтальными стволами.

5. Проведены промышленные испытания комплексно-ингибированного и полигликолевого калий-акрилатного буровых растворов при бурении глубоких скважин в сложных горно-геологических условиях. Применение КИБР за период 1997;2002 г. г. обеспечило успешную проводку глубокой параметрической скважины № 1 Леузинской площади (инт. 921−5188 м) в мощных толщах неустойчивых отложений, с большими (40 — 70 градусов) углами наклона пластов к горизонту и дало возможность получить ценную геолого-геофизическую информацию о стратиграфо-литологической характеристике горных пород, залегающих на большой глубине.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Э.Г. Промывочные жидкости для осложненных условий бурения. М.: Недра, 1982.- 184 с.
  2. В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. М.: Недра, 1984.-229 с.
  3. В.Г. Влияние силиката натрия на физико-химические свойства и структурообразование глинистых минералов. Автореф. канд. хим. наук Киев. 1971.-21 с.
  4. Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. М.: Недра. 1972.-392 с.
  5. А.С. 916 426 (СССР), С 02 F 1/52, Способ осаждения взвешенных веществ. Авторы: Рафиков С. Р., Толстиков Г. А., Андресон Б. А. и другие. Опубликован. Б.И.№ 12. 1982.
  6. А. Д. Опыт борьбы с обвалами при бурении глубоких скважин в мощных толщах осыпающихся глинистых пород в Башкирии. // Труды УфНИИ. Уфа. — 1970. — Выпуск № 26. — С. 124−132.
  7. JI.K. Буровые растворы на углеводородной основе для бурения в осложненных условиях и вскрытия продуктивных пластов. Дисс.докт. техн. наук.-М.- 1971.-386 с.
  8. B.C. Влияние ингибированных растворов на устойчивость глинистых пород при бурении скважин. Дисс. канд. техн. наук. М. — 1968. — 124 с.
  9. А.И. Научные основы, разработка и исследование термостойких реагентов и внедрение их в практику бурения глубоких скважин. Дисс. докт. техн. наук. М. 1983, — 479 с.
  10. А.В. и др. Оценка ингибирующих свойств буровых растворов для бурения в осложненных условиях. // Сборник. Вопросы повышения скоростей бурения скважин на нефть и газ. Львов.-1980. — С. 39−44.
  11. И.Г. Физико-геологические исследования явлений обвало-образования неустойчивых горных пород при бурении скважин и меры их предотвращения. Автореф. канд. техн. наук. М. — 1968. — 22 с.
  12. B.C. Глина как монолитная растворимая порода и связность грунтов. Основания и фундаменты. // Научно-технический бюллютень. 1958. № 21. -С. 23−29.
  13. Ф.Д. Гидрофильность глин и глинистых материалов. -Киев: Издательство. АН СССР. 1961.-295 с.
  14. Сеид-Рза М.К., Фараджев Т. Г., Гасанов Р. А. Предупреждение осложнений в кинетике буровых процессов. М.: Недра. 1991. 272 с.
  15. А.И. Промывочные жидкости для бурения в осложненных условиях Туркмении. Дис. канд. техн. наук. М. 1965. — 188 с.
  16. П.А. Поверхностные явления в дисперсных системах. Избранные труды. М.: Наука. 1978. -246. с.
  17. П.А. Успехи коллоидной химии. М.: Наука, 1973. — 362 с.
  18. Н.М. К вопросу изучения причин обвалов. Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1956.-№ 8. С. 28−30.
  19. B.C. Управление горным давлением при бурении скважин. -М.: Недра. 1985.-179 с.
  20. Шамсиев A. J1. Обвалы пород при бурении нефтяных и газовых скважин. — Баку: Азсрнешр. — 1955. 234 с.
  21. Дж. Неустойчивое поведение глинистых пород в стволе скважины и его регулирование путем отбора соответствующих параметров глинистого раствора. // Материалы 4-го Международного нефтяного конгресса. М.: Гостоптехиздат. 1956.
  22. Л.И., Шарифуллин Ф. М. и другие. Влияние показателя фильтрации полимерных буровых растворов на процесс бурения. // Экспресс -информация. Серия. Строительство скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ.- 1991.-№ 2. —С. 10−13.
  23. В.М., Бринцев А. И., Пономаренко Н. А. Новые высокоингибированные буровые растворы. // Обзорная информация. Серия. Техника и технология бурения скважин. М.: ВНИИОЭНГ 1988. — 52 с.
  24. Д.Р., Дарли Г.С. Г. Состав и свойства буровых агентов. М. Недра, 1985.-509 с.
  25. .А., Соловьев В. М., Мухин JI.K., Ангелопуло O.K. Влияние ингибированных промывочных жидкостей на устойчивость горных пород. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ. -№ 11.- 1969. С. 19−21.
  26. А.С., Мухин Л. К., Лубан В. З., Титоренко Н. Х., Харив И. Ю. Электрическая природа осложнений и борьба с ними.- М.: Недра. 1980. 134 с.
  27. Darley Н.С.Н., Gray G.R. Composition and properties of drilling and complition fluids. Fifth edition. Gulf Publishing Company. Houston, London, Paris, Zurich, Tokyo. -1979. P. 643.
  28. Moore W.D. ARCO Drilling Horisontal Drainhole for Better Reservoir Placement. Oil and Gas J. — Sep. 1980. -№ 15.
  29. Muharry A. Horisontal Drilling Improves Recovery in Abu Dhabi. Oil and Gas J. — 1993. Vol. 91. — № 38. — P. 54−56.
  30. А.П. Предупреждение кавернообразования при строительстве скважин. // Обзорная информация. Серия. Техника и технология бурения скважин. — М.: ВНИИОЭНГ. — 1988. — 36 с.
  31. И.Х., Беликов В. А. и др. Применение алюминатных промывочных жидкостей при бурении высокодиспергированных глин. // Труды. УкрНИГРИ. Вопросы глубокого бурения на нефть и газ. Киев. — 1976. -№ 6. — С. 26−34.
  32. И.Ю., Титоренко Н. П. Феррокалиевый буровой раствор с малым содержанием твердой фазы. Нефтяник. М.: Недра. — 1981. — № 10 — С. 11−12.
  33. В.Г. и другие. Высокоингибированный сверхутяжеленный буровой раствор. // ЭИ, Серия. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ. 1986. — № 3. — С. 911.
  34. А.Ф., Гулейчук B.C., Гурский С. А. Ингибирование неустойчивых горных пород. // Тезисы докладов всесоюзной конференции «Проблемы строительства нефтяных и газовых скважин». Краснодар. — 1−6 октября 1990. -С. 65−67.
  35. И.Ю., Титаренко Н. Х., Сивец Л. И. Ферроакриловый буровой раствор с низким содержанием твердой фазы. Нефтяное хозяйство. 1980. — № 4. — С. 25−27.
  36. В.А., Урекешев С. С., Иргалиев Р. Х. Ингибированный буровой раствор на основе нитросоединений кальция. // Экспресс-информация. Серия «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». — М.: ВНИИОЭНГ. 1991. — № 2. — С. 31−34.
  37. Л.К., Соловьев В. М. Приготовление искусственных кернов горных пород. // РНТС. Серия «Бурение» (текущая информация). № 1. М. ВНИИОЭНГ. 1970.-С. 12−15.
  38. Ю.Г., Вадецкий Ю. В., Ангелопуло O.K. Бурение сверхглубоких скважин. М.: Недра, — 1969. —167 с.
  39. В.Д., Тесленко В. Н., Тимохин И. М. и другие. Исследование глин и новые рецептуры глинистых растворов. М.: Недра. — 1975. — 271 с.
  40. А.И., Гусев В. Г., Дементьева Г. В. Исследование малосиликатного соленого раствора. // НТС. Серия «Бурение». М.: ВНИИОЭНГ. 1971. № 1.-С. 18−22.
  41. .А., Бочкарев Г. П., Галимов Д. А. Бурение глубоких скважин в зоне Урало-Поволжья и центральных районов РСФСР. Уфа. — 1987. -71 с.
  42. О.Н., Сидорова Т. К. Бурение скважин в неустойчивых горных породах. // Экспресс-информация. Серия «Бурение». (Отечественный производственный опыт) М.: ВНИИОЭНГ. 1985. С. 5−9.
  43. .А., Минхайров K.JL, Шарипов А. У. и другие. Буровой раствор малой плотности для бурения в обваливающихся породах. Нефтяное хозяйство. 1978. -№ 9. — С. 16−19.
  44. Силикатные буровые растворы: химическая оптимизация, основанная на промысловой практике. Silicate based muds: chemical optimization bazed on field experience Ward I., Chapman J. W., Williamson R. SPE Drill. And Complet.1999. 14. № 1. C. 57−63.-Англ.
  45. Сверхлегкие жидкости. Fluids lighten up. Hart’s E and P. 2000, Suppl., C. 3−5. 2 ил. Библ. 4. Англ.
  46. Исследование добавок к буровым растворам в интервале неустойчивых пород. Уляшева Р. М. и др. // «Сборник научных трудов». Ухтинский индустриальный институт, г. Ухта 1997. — № 3. — С. 7−10.
  47. Патент РФ 1 163 248 «Буровой раствор для бурения в обваливающихся породах. Авт. Андресон Б. А., Бочкарев Г. П., Фатхутдинов И. Х., Мударисов М. И., Юсупов Р. А. Опубликован 6.11.2001 № 5.
  48. Andreson В.А., Maas A.F., Penkov A.I., Koshelev V.N., Fathutdinov I.H. Comlex Inhibitor Dulling Muds For Drillind Deep Wells In Comlicated Conitins. Petroleum Ingineer International. Houston Texas. 1999 — Vol. 72.8. — P. 51−57.
  49. Э.Г., Липкес М. И. Хлор кальциевые глинистые растворы. Нефтяное хозяйство. 1962. — № 5. — С. 24−28.
  50. В.А., Гнатченко В. В., Липкес М. И. Эффективность обработки буровых растворов акриловыми полимерами при разбуривании неустойчивых пород. // РНТС. Серия «Бурение». М.: ВНИИОЭНГ. 1977. — № 8. — С. 17−19.
  51. Т.А., Дмитриева И. А. и другие. Применение ингибированных растворов в осложненных условиях. Азербайджанское нефтяное хозяйство.— 1986. -№ 12. — С. 24−28.
  52. А. И. Левик Н.П. Буровые растворы для сложных условий бурения. Нефтяное хозяйство. 1980. — № 9. — С. 18−21.
  53. O.K., Самойлов Н. Е. Глинистые растворы при бурении скважин в Западном Казахстане. М.: ОНТИ ВИЭМС. 1968. — 52 с.
  54. О. К. Подгорнов В.М., Аваков В. Э. Буровые растворы для осложненных условий. М.: Недра, 1988 — 135 с.
  55. O.K. Минерализованные буровые растворы с конденсируемой твердой фазой. Автореф. докт. техн. наук. — М. 1981. —37 с .
  56. Е.В. Особенности проводки скважин на Астраханском своде. // Серия «Бурение газовых и газоконденсатных скважин». Обзорная информация. М.: — ВНИИЭгазпром. — 1979. — № 6. — 44 с.
  57. Г. М., Шилов A.M., Долгих JI.H. и другие. Буровой раствор. А. С 662 570 (СССР) С 09 К 7/02. Опубликован Б. И. № 26. 1978.
  58. Н.И., Ишмухаметов A.M., Мавлютов М. Р., Крысина Т. И. Применение безглинистых полимерсолевых глинистых растворов. — Пермь. -1982.-63 с.
  59. B.C., Ананьев А. Н., Долгих А. Е. Результаты промышленных испытаний калиевого раствора. // РНТС. Серия «Бурение». М.: ВНИИОЭНГ. -1977. -№ 6.-32−36 с.
  60. М.И., Щеткина Е. Д. и др. Применение калиевого раствора при бурении в сложных условиях. // РНТС. Серия «Бурение». М.: ВНИИОЭНГ. -1981.-№ 3.-26−29 с.
  61. А. Новый полимер на основе целлюлозы для бурения горизонтальных скважин в море. // Тезисы докладов симпозиума «Нефть и газ шельфовой зоны СНГ» IV Международный форум. — С-Петербург. — 1996. — 49 с.
  62. С.Г., Джалилов Ф. Д. и др. Предотвращение осложнений в процессе бурения скважин с применением хлоркалиевого бурового раствора Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1987. — № 9. — С. 58−59.
  63. .А., Шарипов А. У., Минхайров К. Л., Полимерные буровые растворы за рубежом. Серия «Бурение». М.: ВНИИОЭНГ. — 1980. — 49 с.
  64. Polymer drilling fluid stops hole washouts Ocean Industry. 1989. VIII -vol. 24.-№ 8.-P. 20,21.
  65. И. Н. Приготовление, обработка и очистка буровых растворов. М.: Недра. 1982. — 230 с.
  66. В.Т., Липкес М. И. Исследование применения мгновенного перепада давления буровых растворов в пористых средах. Нефтяное хозяйство. 1981. -№ 2. -С. 35−39.
  67. Г. Я., Иванников В. И., Липкес М. И. Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы. М.: Недра, 1985. — 160 с.
  68. С.А., Лимановский В. М. и другие. Обработка буровых растворов полиакриламидом и кремнийорганической жидкостью. Нефтяное хозяйство. 1982. -№ 8. — С. 8−12.
  69. В.В., Липкес М. И., Глебов В. А. Эффективность обработки буровых растворов акриловыми полимерами при разбуривании неустойчивых пород. // РНТС. Серия «Бурение». М.: ВНИИОЭНГ. 1977. — № 8. — С. 17−19.
  70. Л.И., Шарифуллин Ф. М., Пырин И. Б. Как обеспечить устойчивость ствола скважины. Нефтяное хозяйство. 1988. — № 3. — С. 51−53.
  71. А.У. Проектирование и технология бурения глубоких разведочных скважин в Западной Сибири. Дисс. докт. техн. наук. Уфа. -1993.-384 с.
  72. Отбор растворов и стабилизаторов глин для предотвращения разрушения пород. Selecting brines and clay stabilizers formation damage Brain Enans. World Oil. 1997 — 218, № 5. — C. 65−68. — Англ. Место хранения ГПНТБ России.
  73. Полимерно-калиевые буровые растворы с октаном калия. Pluczki polimerowo-patasowe z octanem potasu. Bailiwick D. Kraj L. Konf. nauk. Okaz. 10-lec. wspolpr. «Aktual. stan i perspekt. rozw. gor. aspekcie ochr.srod.»
  74. Днепропетровск. Krakow. Maj. 1996. — Krakow. 1996. — С. 79−91. — Пол. рез. Англ.
  75. В.Г., Мрозек Е. Р. и другие. Разработка и промышленные испытания нового типа полимеркалиевого бурового раствора. // НТЖ, серия «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море» М.: ВНИИОЭНГ. 1997. — № 8−9. — С. 19−21.
  76. Патент 4 719 021 США. Буровой раствор. Полимер-катионный крахмал.
  77. Замена буровых растворов на нефтяной основе экологически более чистыми растворами на основе катионных полимеров. Защита от коррозии и охрана окружающей среды. 1994. — № 8. — С. 22−27.
  78. Новый тип катионного полимерного бурового раствора Gan Lin. Xibu tankuang gongcheng. West-China Expor. Eng. 1996. — 8 — № 3 — C. 35−36.- Кит. рез. англ.
  79. Катионные буровые растворы. Good drilling results with cationic fluid Ocean Industry. -1992. 27, № 3. -61 с. — англ.
  80. Катионные полимерные буровые растворы на водной основе. Cationic drilling fluid improves ROP in reactive formations Hemphill Terry. Valenziano Rob. Bale Peter. Sketchier Byron. Oil and Gas J. 1992. — 90. — № 23. — C. 60−65 Англ.
  81. Буровые растворы на катионной полимерной основе иногда способны заменить глинистый раствор на нефтяной основе. Cationic polymer drilling fluid can sometimes replace oil-based mud. Ocean Industry. — 1992. 27. № 3. — 61 c. -англ.
  82. Состав агента для стабилизации глин в процессе обработки нефтяных и газовых скважин. Патент 5. 152. 906. США МКИ Е 21 В 43 «25» № 792. 143. Заявл. 12.11.91- Опубл. 6.10.92- НКИ 252 8.554.
  83. Добавка к буровому раствору и метод ингибирования образования гидратов. Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration. Патент 5 350 740 США. МКИ 5 С 09 К 7.02 Patel A. D. McLaurine Н. С. М-1 Drilling Fluids Со. НКИ 507. 120.
  84. Буровая жидкость. Well drilling fluids and methods E. e. a. Halliburton Co.-№ 38 582. Заявлено. 26.3.93- Опубликовано 10.1.95- НКИ 507.129.
  85. Green D., Petrson Т.Е. Glicerol based mud sistem resolves hole Sloughing problems. World Oil. 1989. IX — Vol. 209. — № 3 — P. 50−51.
  86. Bland R. Water based glycol sistems acceptable substitute for oil-based muds. — Oil and Gas G., № 29. — 1992. P. 54−58.
  87. Drilling fluids. Swanson B.E. USA Patent № 4 425 241.
  88. Shale stabilising drilling mud and mode of its preparation. USA. Patent № 4 719 021.
  89. Use of mono and polyalkylene glycol ethers as agents for the release of differentially stuck drill pipe. Keener J.G. — USA. Patent № 4 614 235.
  90. ., Маас А. Буровой раствор нового поколения. Нефть и капитал. М. — 1997. — С. 93−94.
  91. Inhibiting drilling muds. USA. — Patent № 4 830 765.
  92. Liquid additive comprising a sulfonated asphalt and processes therefor and therewith. Patel B.B. — USA. — Patent № 5 502 030.
  93. Enright D.P., Dye B.M. New Fluid Sistem Substitutes for oil-based fluids. Wold Oil. 1991. 221. — № 3. — P. 92−95.
  94. Новые промывочные системы, заменяющие буровые растворы на углеводородной основе. New fluid system substitutes for oil-base muds Enright D.P. Dye B.M. Smith F. M. «World Oil». 1991. 221. — № 3. — C. 92,95,97. — Англ.
  95. .А. Разработка и внедрение физико-химических методов и технологических процессов для повышения эффективности заканчивания скважин в сложных условиях. Дисс. докт. техн. наук. — Краснодар. 1999. — 431 с.
  96. .А., Мударисов М. И., Бочкарёв Г. П. и другие. Применение полигликолевого бурового раствора при бурении горизонтальных скважин на Югамаш-Максимовской площади. // Труды БашНИПИНефть. Выпуск № 94 Уфа. — 1998. — С. 143−149.
  97. .А., Гилязов P.M. Буровые растворы на полигликолевой основе для бурения и заканчивания скважин. // Издание УГНТУ Уфа. — 2001. — 88 с.
  98. Л.П., Беленко Е. В., Проскурин Д. В., Коновалов Е. А. Влияние ПАГ на эффективность недиспергирующих буровых растворов. Газовая промышленность. 2000. № 12. — С. 61−64.
  99. P.P., Беленко Е. В., Сафин Д. Х., Вахрушев Л. П. Применение простых полиэфиров для модификации буровых растворов. // V-я
  100. Конференция по интенсификации нефтехимических процессов «Нефтехимия-99». Нижнекамск. (1999). Тезисы докладов. Т. 2 Нижнекамск. — Издательство «Нижнекамскнефтехим». 1999.-С. 107−108.
  101. А.И., Вахрушев Л. П., Беленко Е. В. Особенности поведения и применения полиалкиленгликолей для химической обработки буровых растворов. Строительство нефтяных газ скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ.-1999. № 1 — 2. — С. 21−24 — Рус.
  102. Формиаты — новые растворы для бурения и заканчивания скважин. Formate brines new fluids for drilling and completions. Petrol. Eng. Ent.-1996. -69. № 1. — C. 33−37. — англ. Место хранения ГПНТБ России.
  103. Рецептуры растворов на основе формиатовых солей для применения при бурении и заканчивании скважин. Formates in practice: field use and reclamation. Hallman John H. World Oil. 1996. — 217. № 10. — C. 81−89. — англ. Место хранения ГПНТБ России.
  104. Буровое и комплектующее средство промывки. Bohr und Komplettirerungesshulmittel. Заявка № 19 609 194. Германия. МПК 6 С 09 К 7 / Sundermann R. № 19 609 194.2. Заявлено 9.3.96. Опубликовано 11.9.97.
  105. Буровой раствор Drilling fluid. Заявка № 2 277 338. Великобритания. МКИ 5 С 09 К 7/02. Aston M.S. BP Exploration Operating Co. Ltd. № 9 407 901.9. Заявлено 21.4.94. Опубликовано 26.10.94- НКИ F1F
  106. B.C., Долгих А. И., Шерман Т. П. Качественные буровые буровые буровые растворы — залог успешного и эффективного строительства скважин в Нижнем Поволжье. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. — 1999.-№ 7.-С. 29−32.
  107. P.I., Harrington P.M., Vinton R.C. Ингибирующие водные буровые растворы. Slale tests help develop inhibitive watter-based muds. Ocean Ind. 1991. — 26. № 8. — С. 19−24. — англ.
  108. Дж. Фридхейм, Дж. Сартор. Новая промывочная жидкость на водной основе.- М-1. L.L.C. Бурение и нефть. 2002. — № 11. С. 44−46.
  109. Н.Г. Критерий оценки устойчивости стенок скважин, сложенных глинистыми породами. // РНТС, Серия. «Бурение». М.: ВНИИОЭНГ. 1980.-№ 1.-С. 18−20.
  110. Н.Г. Выбор типа бурового раствора для бурения в неустойчивых породах. // Обзорная информация. Серия «Бурение» М.: ВНИИОЭНГ. 1983.-28 с.
  111. В. Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. М.: Недра. — 1984. — 229 с.
  112. К.В. Обобщенный критерий устойчивости горных пород. // Экспресс-информация. Серия «Техника и технология геолого-разведочных работ». Организация производства. 1980. — № 4. — С. 10−17.
  113. .В. Экспериментальное исследование устойчивости глинистых пород на стенках скважины. Диссе. канд. техн. наук. М., 1958. -235 с.
  114. Мухин J1.K., Соловьев В. М. Приготовление искусственных кернов горных пород. // ИНТС, сер. «Бурение» (текущая информация). № 1. М.: ВНИИОЭНГ. 1970. — С. 12−15.
  115. Мухин J1.K., Соловьев В. М., Табунченко В. Н. Физико-химическая модель приствольной зоны скважины, пробуренной в неустойчивых отложениях. // РНТС серия «Бурение». М.: ВНИИОЭНГ. 1980. — № 6.- С. 3739.
  116. Н.Р., Аветисян Н. Г., Воротюк О. В. Определение времени устойчивого состояния приствольной зоны скважины. Нефтяное хозяйство. — 1977.-№ 8.-С. 23−24.
  117. А.И. Буровые растворы для проводки скважин в сложных условиях.//Серия «Бурение». М.: ВНИИОЭНГ. 1981. — № 5. — С. 19 — 23.
  118. А.И., Пенжоян А. А. Новый показатель оценки взаимодействия бурового раствора с глинистыми породами на стенках скважины. Краснодар. Издательсво ВНИИКРнефть. 1983. — С. 12−16.
  119. А.И., Абдель Рахман Рашид, Растегаев Б. А. Проектирование свойств буровых растворов. // Труды ВНИИКРнефть. Серия «Промывка скважин». 1989. — С. 4−11.
  120. В.Г. Научные и методические основы разработки и реализации технологии проводки скважин с депрессией на пласт в глубоком бурении. Дисс. докт. техн. наук. — Краснодар. — 1994. — 388 с.
  121. Н.А., Файман В. П. Борьба с осложнениями при бурении глубоких скважин за рубежом. Обзорная информация. Техника и технологиягеологоразведочных работ. Организация производства. М.: ВИЭМС, — 1986. — 57 с.
  122. Milcox R., Lanson R.V. New method helps troublesome Shales. Drilling contractor. — 1983. — V. 38. — № 2.
  123. Milcox R., Fisk J. Tests Show Shale behavier, ail well planning. Oil and Gas J. 1983.-V. 81.-№ 37.
  124. Mondshine T.C. Test Shows pottassium Mud Versatility. Oil and Gas J. — 1974. V. 72. -№ 16.-P. 120−122, 127, 130.
  125. .В., Малышева M.JI. и другие. Устойчивость дисперсии микро порошков карбида титана в водных растворах полиоксиэтилена в присутствии электролитов. Колл.ж. 1989. — Т.4. — № 1. — С. 32−40.
  126. Е.А., Чураев Н. В. Колл. ж. 1990. Т.52. — № 6. — С. 1086−1090.
  127. .В., Малышева М. Л. Колл. ж. 1986.-Т.48.-№ 2.-С. 351−354.
  128. А.А., Кочерга И. И. Колл. ж. Т.52. — № 3. — 1990. — С. 419−423.
  129. И., Флеер Г. И. Колл.ж. 1987. — XLIX. — № 2. — С. 211−216.
  130. М.Ю. Колл. ж.-Т. XLIX.-№ 1.- 1987.-С. 184−187.
  131. А.Г. и другие. Осмотические эффекты при проводке скважин. // Тезисы докладов III Всесоюзного семинара по гидравлике промывочных жидкостей и цементных растворов в бурении. М. — 1971.
  132. А.С. 1 138 402 (СССР), С 09 К 7/02. Промывочная жидкость для бурения скважин Авторы: Столяров Е. В., Андресон Б. А. и другие. Опубликовано Б. И. № 5 — 1985.
  133. А.С. 1 231 003 (СССР), С 02 F 1/56. Способ осаждения взвешенных веществ из сточных вод. Авторы: Андресон Б. А., Бочкарев Г. П. и другие. Опубликовано. Б.И. № 18 — 1986.
  134. .А., Рекин А. С., Пеньков А. И. Буровой раствор с гидрофобизирующими свойствами для вскрытия продуктивных низкопроницаемых коллекторов. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. 1997.-75 с.
  135. В.Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей. — М.: — Недра.- 1967.-559 с.
  136. В.Н., Андресон Б. А., Бочкарёв Г. П., Четвертнёва И. А. Новая экологически чистая смазочная добавка к буровым растворам. Нефтепеработка и нефтехимия. — 1998. № 9 — С. 84−87.
  137. А.И., Пеньков А. И., Вахрушев Л. П. и другие. Влияние структуры смазочных добавок на эффективность их действия. // Труды ОАО «НПО Бурение». Краснодар. — 1998. — С. 83−85.
  138. Е.Ф., Сирик В. Ф. и другие. Поверхностно-активные антифрикционные добавки к буровым растворам. // РНТС. Серия «Бурение» М. ВНИИОЭНГ.- 1975.-№ 6.-С. 18−20.
  139. Т.А., Верховская Н. Н., Трошева Т. А. Новая смазочная добавка к глинистому раствору. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. // Издание Уфимского нефтяного института. Уфа. — 1985. — С. 9−12.
  140. Т.А., Шаляпин М. М. и другие. Легкое таловое масло — добавки к буровым раствоам. Газовая промышленность. 1988.- № 6. — С. 28−29.
  141. В.Л. Технологические свойства буровых растворов. М.:я Недра-1979.-239 с.
  142. И.Х. Разработка и испытание физико-химического метода очистки буровых растворов на основе селективного флокулянта БПС. // Сборник научных трудов ДООО «БашНИПИНефть».— Уфа. 2003. — С. 266 271.
  143. Методические рекомендации по исследованию пород-коллекторов нефти и газа физическими и петрографическими методами. М.: ВНИИГНИ, 1978.-391 с.
  144. В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. // М.: Недра. 1977. — 280 с.
  145. O.K., Мухин Л. К. Усовершенствование метода оценки термостойкости глинистых растворов. // М.: Недра. — 1967. — 87 с.
  146. .А., Утяганов И. В., Кошляк В. А., Мурзагулов Г. Г. Исследование электропроводности водонасыщенных пород-коллекторов при фильтрации гидрофобизирующей среды. / Изд. Принт, Уфа. 76 с.
  147. В.А., Хавин З. Я. Краткий справочник химика. — Изд. Санкт-Петербург: Химия, 1994. — 296 с.
  148. В.A. Andreson, A.F. Maas, A.I. Penkov, V.N. Koshelev, I.H. Fathutdinov. «Complex Inhibitor Drilling Mud For Drilling Deep Wells In Complicated Conditions». // Petroleum Engineer International. Houston Texas. — 1999.-Vol. 72 p.
  149. Патент РФ № 2 163 248, 7C 09 К 7/02. Буровой раствор для бурения в обваливающихся породах. / Андресон Б. А., Бочкарёв Г. П., Фатхутдинов И. Х., Мударисов М. И. Юсупов Р.А. (Россия), № 98 122 763/03. Бюллетень. Открытия. Изобретения. — 2001. № 5.
  150. После глубины 2141 м, содержание КС1 довели до 12−13%, а плотность раствора повысили до 1590−1600 кг/м3. В табл.1 приведены обобщенные данныео параметрах КИБР в процессе проводки скважины № 1 —Леузинской площади в интервале 1336−2603 м.
Заполнить форму текущей работой

Пора сдавать?