Исследование и разработка биополимерных растворов для повышения эффективности первичного вскрытия продуктивных пластов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат наук Курбанов Хайдарали Нуралиевич

• Курбанов Хайдарали Нуралиевич
• кандидат наук
• 2017

Оглавление диссертации кандидат наук Курбанов Хайдарали Нуралиевич

Введение

ГЛАВА 1 Анализ существующих буровых растворов для первичного вскрытия пластов

1.1 Буровые растворы для первичного вскрытия пласта, типы и условия их применения

1.2 Буровые растворы на водной основе

1.3 Буровые растворы на углеводородной основе

1.4 Постановка цели и задач исследования

ГЛАВА 2 Методика проведения исследований

2.1 Методика проведения исследований реологических свойств буровых растворов

2.2 Исследование изменения проницаемости натурных образцов кернового материала буровыми растворами

2.3 Методика проведения фильтрационного эксперимента

2.4 Методика проведения исследования взаимодействия образцов глин

с жидкостями

2.5 Материалы, применяемые для проведения исследований свойств 38 буровых растворов

2.6 Средства измерений и их назначение

2.7 Методика обработки экспериментальных данных

2.8 Экспериментальная часть

2.9 Подготовка кернового материала для проведения физических

экспериментов на моделях пласта

ГЛАВА 3 Исследования реологических параметров биополимерных растворов с добавками катионного полимера для первичного вскрытия

коллекторов

3.1 Результаты исследований реологических параметров биополимерных растворов

3.2 Теоретические исследования по влиянию реологических свойств

буровых растворов на эффективность удаления шлама из скважин

Выводы по главе

ГЛАВА 4 Обоснование выбора ингибирующего раствора для вскрытия терригенных продуктивных пластов

4.1 Набухание глин и ингибирующие растворы для вскрытия терригенных продуктивных пластов

4.2 Исследование глин на набухание

4.3 Поведение глинистых пород в условиях повышенных температур

4.4 Обоснование параметров и выбор ингибирующего катионного

раствора для вскрытия терригенных продуктивных пластов

Выводы по главе

Заключение

Список литературы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование и разработка биополимерных растворов для повышения эффективности первичного вскрытия продуктивных пластов»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. Развитие нефтегазовой промышленности, наращивание и стабилизация добычи углеводородного сырья на уровне, обеспечивающем энергетическую безопасность России и необходимые поступления в бюджет, должны сопровождаться ростом объемов добычи углеводородов.

Одним из важных направлений повышения объемов добычи углеводородов является рациональное использование эффективных составов буровых растворов при первичном вскрытии пласта.

Современный уровень развития буровых технологий немыслим без применения высокоэффективных биополимерных химических реагентов, используемых для получения буровых растворов на водной основе, в состав которых входят другие органические и полимерные реагенты. Такие системы буровых растворов широко применяются для их приготовления на основе глинистых и безглинистых промывочных жидкостей.

Однако, до последнего времени все исследователи недостаточно уделяли внимания всестороннему изучению реологических свойств полимерных буровых растворов, которые оказывают превалирующее влияние на эффективность транспортирования шлама, особенно в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах.

Вскрытие продуктивных пластов, особенно терригенных коллекторов с содержанием набухающего глинистого материала, существующими буровыми растворами на водной основе приводит к значительному ухудшению проницаемости коллекторов. От состава и свойств буровых растворов для первичного вскрытия зависит текущая и конечная нефтеотдача пластов.

Поэтому, совершенствование, разработка составов и использование буровых растворов на водной основе, обеспечивающих эффективное удаление шлама из скважины и сохранение естественной проницаемости горных пород при вскрытии терригенных коллекторов, является актуальной,

научной и инженерно-технической задачей, требующей безотлагательного решения.

Целью работы является повышение эффективности первичного вскрытия продуктивных коллекторов.

Идея работы заключается в разработке составов буровых растворов и исследовании свойств биополимерных растворов с добавками катионных полимеров, обеспечивающих эффективное удаление шлама из скважины и сохранение естественной проницаемости горных пород продуктивных коллекторов при первичном вскрытии продуктивных коллекторов.

Задачи исследований:

1. Анализ существующих буровых растворов для первичного вскрытия скважин.

2. Исследование реологических параметров биополимерных растворов и их влияния на транспортирующую способность при удалении бурового шлама.

3. Исследование добавок катионных полимеров на реологические параметры биополимерных растворов.

4. Исследование влияния биополимерных растворов на величину коэффициента восстановления проницаемости горных пород коллекторов.

5. Разработка составов биополимерных растворов с добавлением катионного полимера, методов управления их свойствами и технологии приготовления.

Методика исследований включает в себя комплекс аналитических и экспериментальных исследований по изучению физико-химических процессов, происходящих в буровых растворах на водной основе, а также при их взаимодействии с неустойчивыми глинистыми породами.

Научная новизна работы заключается в установлении зависимости реологических параметров раствора и вида биополимера в его составе, определяющих эффективность транспортирования шлама по стволу скважины, сохранение естественной проницаемости пород продуктивного

коллектора, а также ингибирующее действие таких растворов по отношению к глиносодержащим горным породам.

Защищаемые научные положения:

1. Применение отечественных полимеров Оснопак, Flo-troll и катионного полимера ВПК-402 обеспечивает повышение выносной способности биополимерного раствора при выполнении условия (6He) > Ar за счет увеличения напряжения сдвига бурового раствора.

2. Введение в состав биополимерного раствора катионного полимера ВПК-402 (2,5^3,5%) обеспечивает сохранение естественной проницаемости углеводородного коллектора за счет улучшения ингибирующих свойств раствора и повышения устойчивости глинистых пород.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций

определяется современным уровнем аналитических и достаточным объемом экспериментальных исследований, выполненных на современном сертифицированном оборудовании, высокой степенью сходимости этих результатов и воспроизводимостью полученных данных.

Практическая значимость состоит в разработке новых составов биополимерных растворов с добавками катионных полимеров с учетом их реологических свойств, обеспечивающих выносную способность при транспортировании шлама, повышающих ингибирующие свойства и сохранение естественной проницаемости горных пород продуктивных коллекторов.

Апробация работы. Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации докладывались на XVII Международного симпозиума имени академика М.А. Усова студентов и молодых учёных, посвященного 150-летию со дня рождения академика В. А. Обручева и 130-летию академика М. А. Усова (Томск -2013г.); XI Международной научно-практической конференции «Новые идеи в науках о Земле» (Москва - 2013); II международной научно-практической

конференции «Промышленная безопасность предприятий минерально-сырьевого комплекса в XXI веке» (Санкт-Петербург - 2014г.); VII Международной межвузовской научной конференции «Молодые - наукам о Земле» (Москва - 2014); XII Международной научно-практической конференции «Новые идеи в науках о Земле» (Москва - 2015); VIII Международной межвузовской научной конференции «Молодые - наукам о Земле» (Москва - 2016).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 14 печатных работ, из них 7 в журналах, рекомендуемых ВАК Минобрнауки России, получен 1 патент.

Личный вклад автора. Выполнен анализ литературных источников, по теме диссертационной работы; сформулированы цели и задачи исследований; выполнены лабораторные исследования реологических параметров биополимерных растворов и их влияния на транспортирующую способность при удалении бурового шлама; выполнены лабораторные исследования по влиянию катионного полимера ВПК-402 на ингибирующие свойства бурового раствора и устойчивость глинистых пород; выполнены лабораторные исследования по влиянию биополимерных растворов в сочетании с катионным полимером ВПК-402 на коэффициент восстановления проницаемости горных пород коллекторов; разработан состав биополимерных растворов с добавлением катионного полимера, методы управления их свойствами и технологии приготовления.

Объем и структура диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка, включающего 87 наименований. Материал диссертации изложен на 129 страницах, включает 10 таблиц, 35 рисунков

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ БУРОВЫХ

РАСТВОРОВ ДЛЯ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ

1.1 Буровые растворы для первичного вскрытия пласта, типы и условия их применения

Первой рабочей жидкостью, входящей в контакт с продуктивным горизонтом и во многом обусловливающей возможность получения запланированного дебита, является буровой раствор, используемый для первичного вскрытия. Обычные буровые растворы могут быть причиной серьезного повреждения для коллектора. Понимая это, многими сервисными компаниями было принято решение о разработке и выделении в отдельную категорию буровых растворов специализированных систем, основным назначение которых является максимально безопасное и эффективное вскрытие продуктивных коллекторов с максимальным сохранением их естественной проницаемости.

Для первичного вскрытия продуктивных горизонтов, как карбонатных, так и терригенных коллекторов применяются буровые растворы с различной дисперсионной средой, основными из которых являются водные, водно-спиртовые, углеводородные и синтетические. В общем виде методика выбора жидкости для первичного вскрытия осуществляется согласно схемам на рисунках 2 и 3. Основные трудности при выборе жидкости для первичного вскрытия продуктивных горизонтов возникают для терригенных коллекторов, в связи со сложным геологическим строением. В терригенных коллекторов кислотная обработка менее эффективна, а в некоторых случаях, значительно ухудшает проницаемость, когда как после вскрытия карбонатных коллекторов, даже на буровом растворе с высокой степенью загрязнения, имеется возможность восстановления проницаемости путем кислотной обработки. Согласно методике выбор типа жидкости начинают с дисперсионной среды исходя из горно-геологических условий залежи. Тип коллектора и плотность дисперсионной среды раствора являются

определяющими при выборе жидкости для вскрытия в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД). Применение облегченных буровых растворов на водной основе при коэффициенте аномальности Ка<0,9 продуктивной залежи не представляется возможным. Облегченные буровые растворы на водной основе содержат воду, глинопорошок, полимеры и микросферы. Жидкости на водной основе могут быть эмульсионными. Эмульсионные жидкости (прямые эмульсии) более предпочтительны за счет улучшенных реологических и фильтрационных показателей. Эмульсионные облегченные жидкости можно получить и без применения глинопорошка. Такие системы содержат воду, углеводородную фазу, эмульгатор, биополимер (БП), эфиры целлюлозы (или крахмал), лигносульфонаты и микросферы. Практически при использовании воды в качестве дисперсионной среды бурового раствора можно достичь плотности жидкости до 920-950 кг/м3путем добавки углеводородов и получения прямых эмульсий, а за счет использования облегчающих добавок - микросфер плотность до 880-900 кг/м3.

Несмотря на существующие недостатки буровых растворов на водной основе по загрязнению продуктивных пластов, они более востребованы чем на углеводородной. Такие недостатки на углеводородной основе, как экологическая и пожароопасность, а также неудобства при работе с ней снижают их преимущества и конкурентоспособность. Поэтому нами основное влияние уделено буровым растворам на водной основе. Кроме того, при вскрытии и бурении в терригенных коллекторах резко возрастает количество в разрезе глинистых пород. При наличии глинистых пород, особенно набухающих, необходимо представлять жесткие требования к буровым растворам по ингибирующим свойствам.

На рисунке 1 приведена классификация буровых растворов, учитывающая природу и состав дисперсионной среды и дисперсной фазы, а также характер их действия на горные породы коллектора и содержащийся в них флюид.

Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения необходимо устанавливать исходя из геолого-технических условий: физико-химических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горных давлений, забойной температуры и т.д.

Классификация буровых растворов не является строгой и всеобъемлющей. Названия некоторых систем буровых растворов довольно условны и используются по установившейся традиции или по номенклатуре фирм-разработчиков. Представленные классификации буровых растворов, показали, что трудно классифицировать системы, которые имеют множество признаков, функций и разнообразны по составу.

Таким образом, буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов в терригенных породах должен обеспечить:

- минимальное загрязняющее воздействие на проницаемость коллектора;

- высокие ингибирующие свойства для предотвращения набухания и диспергирования глинистых пород в этих коллекторах.

Рисунок 2 - Методика выбора технологических жидкостей е зависимости от типа коллектора

1.2 Буровые растворы на водной основе

Технологические свойства буровых растворов на водной основе регулируют с помощью химических реагентов. Взаимодействие компонентов буровых растворов с горной породы в стенках скважины в призабойной зоне происходит за счет проникновения твердой и жидкой фаз раствора.

У водных буровых растворов дисперсионной средой является вода, а дисперсной фазой может быть как твердая - глинопорошки, микросферы, утяжелители, выбуренный шлам, так и жидкая - углеводороды и другие нерастворимые в воде органические жидкости.

Дисперсная фаза за счет коркообразования и кольматации приводит к изменению состояния призабойной зоны. Глубина проникновения дисперсной фазы в пласт значительно меньше глубины проникновения дисперсионной среды буровых растворов.

Кольматация призабойной зоны и глубина проникновения фильтрата (дисперсионной среды) раствора в пласт определяется составом и свойствами бурового раствора.

Водные растворы для заканчивания скважин условно можно разделить на растворы с дисперсной фазой и без таковой. В качестве растворов без дисперсной фазы используют системы дающие молекулярно-дисперсные растворы на основе водных растворов электролитов - №С1, СаС12, СаВг2, 7пС12 и т.д. Несмотря на отсутствие твердой фазы, плотность этих растворов можно довести до 2300-2400кг/м3. Независимо от того является применяемый буровой раствор с твердой или без твердой фазы, все жидкости содержат компоненты для регулирования технологических свойств раствора (понизители фильтрации, загустители и др.).

В состав таких растворов - пресных, слабоминерализованных, минерализованных, высокоминерализованных входят полимерные реагенты (водорастворимые эфиры целлюлозы, крахмал, акрилаты и др.), а также электролиты, поверхностно-активные вещества, обеспечивающие придание этим растворам специальных свойств.

В ходе строительства скважин неизбежно происходит снижение естественной проницаемости коллекторов продуктивного пласта, что негативно отражается на их производительности. В каждом конкретном случае причина ухудшения фильтрационных характеристик коллекторов носит вполне определённый характер. Анализ зарубежной и отечественной литературы показал, что, несмотря на многообразие процессов, влияющих на коллекторские свойства пласта, выделяются две основные причины снижения их проницаемости: это, во-первых, блокировка пор твердой фазой, а, во-вторых, оттеснение углеводородной фазы фильтратом промывочной жидкости.

Все это ведет к ухудшению коллекторских свойств пласта и увеличению сроков и стоимости работ по интенсификации притока. Иногда такие работы не приносят желаемого результата. В отличие от зарубежной практики, где более тщательно подходили к изучению влияния на натурные керны продуктивного пласта параметров буровых растворов и технологических жидкостей в забойных условиях, в отечественной практике долгое проводили аналогичные исследования на искусственных кернах без учета влияния толщины глинистой корки, объема выделившегося фильтрата, а также температуры и давления.

Рабочие жидкости различного состава отличаются по влиянию на восстановление проницаемости коллекторов. Лабораторными исследованиями, проведенными на естественных и искусственных кернах в России и за рубежом, установлено, что вода в определенных условиях более чем на 50 % снижает естественную фазовую проницаемость коллектора для нефти, которая очень медленно восстанавливается или не восстанавливается совсем (таблица 1). На коэффициент восстановления проницаемости существенно влияет не только состав воды, применяемой при вскрытии пласта, но и скорость фильтрации, а также градиент пластового давления. Восстановление проницаемости керна в зависимости от состава воды (от

пресной до соленой) при различных условиях находится в пределах от 45 до 85 %.

Добавка к воде различных химических реагентов, улучшающих ее структурно-реологические и фильтрационные свойства, может больше снизить естественную проницаемость коллектора.

Таблица 1 - Восстановление проницаемости керна после воздействия водой

Порода Вода Восстановление проницаемости, % Исследователи

Искусственный песчаник (без примеси глины) Пресная 53-68 Жигач и Паус (МИНГ)[23]

Девонский песчаник Ромашкинского месторождения 42-50 В.А. Шевалдин (ТатНИИ)

Пластовая (девонская) 82-85

Юрский песчаник Таллинского месторождения Любая 50-55 Н.Р Рабинович (ВНИИКРнефть)

В настоящее время специалистами ведущих научных организаций разработан широкий спектр буровых растворов для вскрытия продуктивных горизонтов, сведения о которых приведены ниже.

При бурении в глинистых разрезах наиболее эффективно разжижается раствор при комбинированных обработках ССБ и УЩР.

- хромлигносульфонатные растворы - буровые растворы, стабилизированные хромлигносульфонатными (феррохромлигно-сульфонатными) реагентами (окзил, ФХЛС, КССБ-4) или указанными реагентами в сочетании с полимерами (КМЦ, М-14, метас, гипан).

- ингибирующие буровые растворы. Для снижения интенсивности диспергирования выбуренной породы в глинистый раствор, повышения устойчивости стенок скважины и восстановления проницаемости терригенных коллекторов, содержащие набухающие глинистые породы, используют так называемые ингибирующие растворы, в состав которых входит неорганический электролит или полиэлектролит. Снижение

набухания и диспергирования выбуренного глинистого шлама достигается в результате:

а) ввода в суспензию электролита, содержащего поливалентный катион (гипс, хлористый кальции);

б) обработки глинистого раствора солями- коагулянта (№С1, КС1);

в) добавки солей поливалентных металлов, переходящих в растворе в гидроокиси;

г) обработки высокощелочными соединениями, увеличивающими глиноемкость буровых растворов;

д) использования модифицированных лигносульфонатов;

е) обработки раствора полимерными соединениями;

ж) добавки алюминиевых или железных высших жирных или нафтеновых кислот, придающих раствору дифильные свойства;

з) комбинированных обработок указанными выше соединениями.

Ингибирующим растворам среди буровых растворов на водной основе,

при вскрытии терригенных продуктивных пластов с содержанием набухающих глинистых пород, нет альтернативы. Только ингибирующие растворы способны повысить восстановление проницаемости за счет снижения набухания глинистых пород

Все высокощелочные системы ограниченно термостойки, и, чем выше коллоидальность разбуриваемых пород, тем ниже термостойкость раствора.

Химические реагенты-стабилизаторы в высокощелочной среде работают хуже.

К наиболее распространенным ингибирующим растворам относятся:

- алюминатные буровые растворы. Алюминатные растворы - буровые растворы из кальциевой глины, содержащей ингибирующую добавку -высокощелочной алюминат натрия, стабилизированный лигносульфонатами.

Алюминатные растворы бывают пресные и соленасыщенные. Пресные алюминатные растворы используют для разбуривания глинистых отложений в условиях невысоких (до 100 °С) забойных температур. В качестве реагента-

стабилизатора используют только ССБ, применяемую совместно с алюминатом натрия. Алюминатные растворы обладают устойчивостью в широком диапазоне хлорнатриевой минерализации и небольшими показателями фильтрации.

Пенообразование у растворов, содержащих лигносульфонаты, уменьшается с увеличением добавок алюмината натрия и увеличением содержания глинистой фазы. Для предотвращения пенообразования в раствор вводят пеногасители (производные жирных кислот, РС, ПЭС, трибутилфосфат и др.).

В эти растворы в качестве дополнительных ингибиторов набухания глинистых минералов часто вводят соли, содержащие калий. Данные буровые растворы ухудшают естественную проницаемость пласта вследствие проникновения твердой фазы и фильтрата в призабойную зону. Фильтрат алюминантного раствора обладает высокой способоностью к эмульгированию. Восстановление проницаемости коллекторов при загрязнении такими системами обычно составляет 20-40 %.

Для ведения работ в условиях АВПД глинистые буровые растворы утяжеляют, используя в качестве добавок баритовый, железистый и другие утяжелители. Эти системы отличают относительно невысокая стоимость, широкий спектр обрабатывающих реагентов и большой опыт применения. Однако использование таких растворов приводит к необратимой кольматации продуктивных пластов, а восстановление проницаемости коллекторов не превышает 5-10 %.

Отрицательное воздействие на проницаемость глинистого раствора достаточно убедительно доказано трудами зарубежных и отечественных учёных [5, 52, 56, 79, 80, 81, 83, 85]. Наиболее ярко все недостатки, присущие глинистым растворам, показал С.А. Рябоконь в своей монографии. Анализ данных свидетельствует, что во всех случаях контакт глинистого раствора с поровой средой продуктивного пласта приводит к снижению

эксплуатационных свойств последнего за счет комплексного воздействия твердой фазы и фильтрата бурового раствора [52].

Нередки случаи применения при бурении скважин буровых растворов кальциевого типа, таких как:

- кальциевые растворы. Это ингибирующие глинистые, содержащие воду, нефть и утяжелитель, реагенты - понизители вязкости, фильтрации и регуляторы щелочности, специальные вещества - носители ионов кальция.

Действие их заключается в основном в предотвращении перехода выбуренной глины в натриевую форму, в переводе натриевой глины в кальциевую, в результате чего снижаются гидратация и набухание этих глин.

- хлоркалъциевый раствор (ХКР). Это ингибирующий кальциевый раствор, содержащий в качестве ингибирующей добавки хлорид кальция.

Установлено, что оптимальное содержание катионов кальция, при котором достигается ингибирование, составляет 3000-5000 мг/л. Хлоркальциевые растворы наиболее эффективны при разбуривании глинистых пород. Присутствие в фильтрате бурового раствора ионов кальция способствует значительному сокращению осыпей и обвалов при разбуривании неустойчивых глинистых отложений.

Вследствие отсутствия эффективных реагентов устойчивых к кальциевой агрессии термостойкость таких растворов ограничена (100 °С).

В процессе бурения контролируют содержание кальция в фильтрате и общую минерализацию.

Кальциевые и хлоркальциевые буровые растворы относятся к саморегулирующимся многокомпонентным системам и они образуют кислотоустойчивый слой и нейтрализуют ангидридные примеси, но вместе с тем, чувствительны к высоким температурам, при которых загустевают или затвердевают. По некоторым данным, буровые растворы, содержащие кальций, также как и диспергированные, загрязняют призабойную зону пласта, но в меньшей степени, чем пресные глинистые растворы.

Известны рецептуры безглинистых кальциевых жидкостей средней плотности и плотностью 1600-2200 кг/м3 на основе бромидов кальция, цинка или их смесей. К таким растворам относятся:

- соленасыщенные буровые растворы. Во избежание кавернообразований соли разбуривают с использованием соленасыщенных растворов. Если вскрытие продуктивных пластов осуществляют без перекрытия соленасыщенных пород обсадными колоннами, то бурение производят соленасыщенными буровыми растворами (пример Чаяндинское ГКМ в Астраханской области).

Помимо глины, воды, соли и нефтепродуктов, такой раствор содержит солестойкий полимерный реагент (крахмал, КМЦ или акриловый полимер). Он предназначен для бурения в солях с пропластками глинистых отложений. Термостойкость соленасыщенного стабилизированного раствора зависит от используемого полимерного реагента (крахмал, КМЦ, полиакрилаты) и может составлять 100- 140-220 °С.

- раствор на основе гидрогеля магния. Раствор состоит из воды и полимерного реагента. В качестве структурообразователя, ингибирующей добавки и насыщающих солей используют соли магния и окись (гидроокись) щелочного металла. При взаимодействии солей магния с окисью (гидроокисью) щелочного металла образуется гидрогель магния.

Гидрогель магния применяют при разбуривании терригенных пород. Она препятствует быстрому увлажнению глинистых минералов, повышает устойчивость ствола скважины.

Эти типы растворов обеспечивают относительно высокое качество вскрытия продуктивного пласта, а восстановление проницаемости составляет 20-40% и менее, но область их применения ограничивается низкой термобарической устойчивостью и экологической опасностью [25, 52].

Безглинистые жидкости средней плотности включают солёную (минерализованную) воду, насыщенные солёные растворы и менее

насыщенные или солоноватые растворы. Солёные жидкости обычно готовят на основе солоноватой, морской или промысловой воды и хлорида натрия или других солей. Для повышения вязкости и снижения фильтратоотдачи используют палыгорскит, карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), крахмал и другие реагенты. Тем не менее, проникновение буровых растворов на основе солёной воды в призабойную зону пласта происходит, что вызывает перераспределение фаз в порах, приводя к снижению фазовой проницаемости. Восстановление проницаемости у таких безглинистых жидкостей составляет 20-40 %.

Химические реагенты и добавки сольватируют, флокулируют или диспергируют частицы твердой фазы, образуют гели и суспензии, обеспечивая молекулярно-глобулярную (в слабопроницаемых породах), полидисперсную или объемную кольматацию.

Полимерные недиспергирующие растворы. Полимерные недиспергирующие буровые растворы - водные растворы высокомолекулярных полимеров (акрилатов, полисахаридов), структурированные малыми добавками бентонита или без него.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Курбанов Хайдарали Нуралиевич, 2017 год

Список литературы

1. Аветисян Н.Г. Выбор типа бурового раствора для бурения в неустойчивых породах // Обзорная информ. Сер. Бурение.-М.: ВНИИОЭНГ, 1983.-30 с.

2. Ангелопуло О.К. Буровые растворы для осложненных условий / О.К. Ангелопуло, В.М. Подгорнов, В.Э. Аваков. - М.: Недра, 1988. - 135 с.

3. Андерсон Б.А. Растворы на полимерной основе для бурения скважин: обзор.информ. / Б.А. Андресон, Г.П. Бочкарев. - М.: ВНИИОЭНГ, 1986. - 56 с.- (Серия «Бурение»).

4. А.С.1321740 СССР, МКИ С 09 К 7/02. Состав для вскрытия продуктивного пласта, Хариев И.Ю. - №3913442/23-03; Заявлено 14.06.85; Опубл. 07.07.87. Бюл.№25. - 1987.

5. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учеб.пособие для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - 632с.

6. Булатов, А.И. Справочник по промывке скважин / А.И. Булатов, А.И. Пеньков, Ю.М. Проселков. - М.: Недра, 1984. - 317 с.

7. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы: Учебное пособие для вузов.-М.:Недра, 1999.- 424с.

8. Буровые растворы и реагенты, применяемые в США, Канаде. - М.: ЦНИИГЭнефтегаз, 1965. - 52 с.

9. Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы / Г. Я. Дедусенко, В. И. Иванников, М. И. Липкес. - М.: Недра, 1985. - 160 с.

10.Буровые и тампонажные растворы. Теория и практика: Справ. /З.З. Шарафутдинов, Ф.А.Чегодаев, Р.З. Шарафутдинова. - СПб: НПО «Профессионал», 2007.- 416 с.

11.Вольтерс А.А., Рябоконь С.А. Ингибирующие свойства жидкости глушения полотностью до 1600кг/м3 без твердой фазы // Растворы и технологические требования к их свойствам: Сб.науч.тр. ВНИИКРнефти. Краснодар. 1986. - с.164-176

12.ГОСТ 26450.0-85. Породы горные. Общие требования к отбору и подготовке проб для определения коллекторских свойств. - М.: Издательство стандартов, 1985.

13. Грим Р.Е. Минералогия глин / пер. с анг. Б. Б. Звягин [и др.], ред., авт. предисл. В. А. Франк-Каменецкий. - Москва : Изд-во иностр. лит., 1959. - 452 с.

14.Гайдаров М.М-Р. и др. Новые системы буровых растворов при строительстве скважин // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков -2015, № 4 , С. 61-68.

15.Гайдаров М.М.-Р., Хуббатов А.А., Мирсаянов Д.В. Буровые растворы на основе катионных полимеров // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море - 2012. - № 2 - С.43-47.

16.Гайдаров М.М.-Р., Хуббатов А.А., Мирсаянов Д.В. и др. Выбор буровых растворов для стабилизации глинистых отложений при бурении нефтяных и газовых скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море - 2012. - № 3 - С.28-34.

17. Гаршина О.В. Разработка и исследование рецептур безглинистых буровых растворов на основе полисахаридов для первичного вскрытия

продуктивных пластов (на примере Пермского Прикамья). Тюмен.., Автореф.дис. на соискание к.т.н. - 1999.

18.Гамзатов С.М. Влияние осмотических явлений на кавернообразования // Бурение. - 1974. - № 8. - С. 16-18.

19.Глинка Н.Л. Общая химия: Учебное пособие для вузов. - 24-е изд., исправленное. / Под ред. В.А. Рабиновича. - Л.: Химия, 1985. - 704с.

20. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении / В.Д. Городнов. - М.: Недра, 1984. - 229 с.

21.Городнов В.Д. Буровые растворы. - Москва «Недра», 1985. - 289 с.

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

23.Жигач К.Ф., Паус К.Ф. Влияние промывочных жидкостей на проницаемость кернов// Нефт.хозяйство.-1957.-№11-с.62-67.

24. Жигач К.Ф. Влияние температуры на набухаемость глинистых пород / К.Ф. Жигач, И.Б. Адель, В.Д. Городнов // Изв. вузов. - 1961. - № 5. - С. 23 - 29. - (Серия «Нефть и газ»).

25. Иносаридзе Е.М. Гидратообразующие буровые растворы для бурения в сложных горно-геологических условиях - дис. на соискание ученой степени к.т.н. - Уфа, 2011.

26. Иванов С.А., Булатов А.И., Любимцев В.А., Яремийчук Р.С. Анализ научных и практических решений заканчивания скважин. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». 2004. - 334с.

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

28.Кашкаров Н.Г., Сенюшкин С.В. Оценка эффективности контроля реологических свойств бурового раствора при строительстве горизонтальных скважин. Строительство нефтяных скважин на суше и на море. 2007г., №5, стр.36-41.

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

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

31. Клеттер, В.Ю. Совершенствование буровых растворов для строительства скважин на акватории Арктического шельфа: дисс. канд. техн. наук: 25.00.15 / Клеттер Владимир Юрьевич. - Уфа, 2010. - 149 с.

32.Крылов В.И., Крецул В. Реологическое моделирование биполимерных промывочных жидкостей. Специальное приложение к журналу «Нефть и капитал», 2002г., №5, стр.16-20.

33.Куликов В.В. Применение числа Хендстрёма и других чисел механического подобия при проектировании режима промывных скважин.Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море - 2010, № 4 стр. 20-21

34.Корли У.Т., Паттон Дж.Т. Растворы, не содержащие твердой фазы, для заканчивания и ремонта скважин // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1984.№11. - с.17-22

35.Курбанов Х.Н. Ингибирующий буровой раствор (варианты), / Гайдаров А.М., Хуббатов А.А., Гайдаров М.М-Р., Жирнов П.А., Сутырин А.В., Муртазин Р.Х., Курбанов Х.Н., / патент № 2016123664/03, 02.09.2016г. - ФГБУ «ФИПС»

36.Курбанов Х.Н. Межчастичные взаимодействия в буровых растворах на водной основе и рекомендации по управлению их свойствами / Гайдаров А.М., Хуббатов А.А., Норов А.Д., Гайдаров М.М-Р., Храбров Д.В., Курбанов Х.Н.// Научно-технический журнал «Наука и техника в газовой промышленности». - 2015. - №4 (64). с. 60-78

37.Курбанов Х.Н. Реологические свойства биополимерных буровых растворов / Соловьев Н.В., Курбанов Х.Н., Нгуен Тиен Хунг/ Научно-технический журнал «Инженер-нефтяник». - 2016. - №3. с. 8-17.

38.Курбанов Х.Н. Буровые растворы для сохранения фильтрационно-емкостных свойств коллектора при первичном вскрытии пласта / Курбанов Х.Н./ Научно-технический журнал «Инженер-нефтяник». -2016. - №3. с. 18-22.

39.Курбанов Х.Н. Опыт применения катионного бурового раствора. / Гайдаров А.М., Курбанов Х.Н..// Научно-технический журнал «Инженер-нефтяник». -2015. - №2. с. 25-28.

40.Кульцицкий Л.И. Роль воды в формировании свойств глинистых пород. - М.: Недра, 1975. - 212 с.

41.Маковей Н. Гидравлика в бурении. М., Недра, 1986г., с.536.

42.Материалы и оборудования для приготовления буровых растворов. С.Н. Шандин, В.И. Рябченко, А.И. Пеньков и др. // Обзорная информ. Сер. Бурение. - М.: ВНИИОЭНГ. - 1977. - 58 с.

43.«Методика определения коэффициента проницаемости по жидкостям горных пород при моделировании скважинных условий с применением автоматизированной системы для повреждения пласта FDES-645», МВИ №01.04.046

44.Новиков В.С. Устойчивость глинистых пород при бурении скважин /

B.С. Новиков. - М.: Недра, 2000. - 270 с.

45.ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. - М.: Миннефтепром, 1986г.

46.Паршукова Л.А. Изучение реологических свойств полимерных и полимер-глинистых суспензий / Л.А.Паршукова, Е.К.Зозуля,

C.Ю.Еланцева и др. // Нефть и газ.-1997.- №6.- С.48-52.

47.Пат. 2019552 РФ, С 09 К 7/02. Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов., М.С.Окунев, Л.П. Сергиенко, А.У. Шарипов и др. - №5051781/03; Заявлено 10.07.92; 0публ.15.09.94, Бюл.№17. - 1994.

48. Пат. 2012584 РФ, С 09 К 7/02. Буровой раствор, Третьяк А.Я. -№4933201/03; Заявлено 11.03.91; 0публ.15.05.94, Бюл.№9. - 1994.

49.Пеньков, А.И. Буровые растворы для сложных условий бурения / А.И. Пеньков, Н.П. Левик // Нефтяное хозяйство. - 1980. - № 9. - С. 18-21.

50.Петров Н.А. Отечественные и зарубежные полимерные реагенты для буровых растворов. Электронный журнал «Нефтегазовое дело», 2016г. №1.

51.Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08624-03. - М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. - 272 с.

52.Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. Издание второе - Краснодар, 2009 - 293с.

53.Растворы для заканчивания и ремонта скважин // Экспресс-информация // Серия: Бурение: Зарубеж.опыт. - М.:ВНИИОЭНГ, 1985, вып.10. -с.12-15.

54.Пат. 4834182 США. Полимерные системы для регулирования проницаемости продуктивного пласта. Polymers for oil reservoir permeability cjntrol /Shu paul; Mobil Oil Corp. Заяв. 29.11.84 Опубл. 30.05.89

55.Роджерс В.Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей для бурения нефтяных скважин: пер. с анг. - М.: Недра, 1967. - 398 с.

56. Рябоконь С.А. и др. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта // Серия: Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИЭгазпром, 1985.Вып.13. - с.8-25.

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

58.Рязанов, Я.А. Энциклопедия по буровым растворам / Я.А. Рязанов. -Оренбург: Летопись, 2005. - 664 с.

59.Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам. - М.: Недра, 1979. -215 с.

60.РД 39-00147001-773-2004 Методика контроля параметров буровых растворов. ОАО «НПО «Бурение». - Краснодар, 2004. - 136 с.

61.Соловьев Н.В., Малухин Н.Г., Соловьев Е.Н. Анализ факторов, обусловливающих эффективность транспортирования шлама в горизонтальных скважинах при использовании газожидкостной смеси. НТЖ «Инженер-нефтяник», 2000г. №3, стр.19-22.

62.Соловьев Н.В., Курбанов Х.Н. Методика расчета параметров тампонажных растворов с регулируемой плотностью, Научно-технический журнал «Инженер-нефтяник», 2014г., №4, стр.23-27.

63.Соловьев Н.В. ,Чан Суан Дао, Нгуен Тиен Хунг. Анализ рациональных условий применения ингибирующих буровых растворов при проходке

нефтяных скважин в бассейне «Кыу Лонг» (СРВ). НТЖ «Инженер-нефтяник», 2016г., №1, стр.16-23.

64. СТО 7.07-2010 Методика определения технологических параметров буровых растворов. ООО «Башнефть-Геопроект. - Уфа, 2010. - 126 с.

65.Супрамолекулярная химия. Пер.с англ.: в 2т./Джонатан В.Стид, Джерри Л.Этвуд. - М.: ИКЦ «Академкнига», Т.1.-2007.-408с.

66.Токунов В.И., Саушин А.З. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 2004. - 711с.

67.Турапов М.К., Шарипов А.С. Опыт промышленного применения малоглинистых и безглинистых растворов на основе водорастворимого полимерного реагента К-4 // В кн. Некоторые вопросы строительства скважин в осложненных условиях Узбекистана. - Ташкент: ФАН, 1972. - Вып. 6. - С. 86 - 91.

68.Трофимов В.Т. Грунтоведение. 6-е изд., перераб. и доп. / В.Т. Трофимов, В. А. Королёв, Е. А. Вознесенский и др. - М.: МГУ, 2005. -1024 с.

69.Тяжелые жидкости для освоения и ремонта скважин // Экспресс-информация // Серия: Бурение: Зарубеж.опыт. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. Вып.13. - с.23-25.

70. Уляшева, Н.М. Технология буровых промывочных жидкостей Текст.: Текст лекций/ Н.М. Уляшева. Ухта: УИИ, 1997. - 165 с.

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

72.Уляшева, Н.М. Физико-химические основы регулирования свойств буровых растворов Текст.: метод. Указания по выполнению лабораторных работ по направлению 130500 Нефтегазовое дело/ Н.М. Уляшева, М.А. Михеев, В.В. Дурки. - Ухта: УГТУ, 2011. - 42 с.

73.Устройство для исследования взаимодействия глин с жидкостями: пат. 119887 Рос. Федерация: МПК G01N33/24 (2006.01) / Е.К. Бюнау, П.А. Обакшин, С.В. Петина и др. - № 2012113584/15; опубл. 27.08. 2012, Бюл. № 24.

74.Хуббатов А.А. О применении ацетатно-калиевого спиртового бурового раствора на скважине № 2062 Астраханского ГКМ / А.А. Хуббатов, Д.В. Мирсаянов, А.Д. Норов и др. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2012. - № 10. - С. 35-40.

75.Шарипов А.У., Антонов К.В., Лукманов Р.Р. Разработка и применение полимерных растворов при бурении и заканчивании глубоких скважин. Уфа: Тау, 2003. 168с.

76.Шарафутдинов З.З. Буровые и тампонажные растворы. Теория и практика: справочник / З.З. Шарафутдинов, Ф.А. Чегодаев, Р.З. Шарафутдинова. - СПб.: Профессионал, 2007. - 416 с.

77.Шарафутдинов З.З., Шарафутдинова Р.З. Буровые растворы на водной основе и управление их реологическими параметрами // Нефтегазовое дело. - Уфа: 2004. - С. 3 - 21.

78.Юсупов И.Г. Физико-геологические исследования явлений обвалообразования неустойчивых горных пород при бурении скважины и меры их предотвращения: дисс. ... канд. техн. наук / И.Г. Юсупов. - М.: МИНХ им. Губкина, 1966.

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

80.Baroid Mud Technology: Hand-book Houston, Texas, 1975, p. 205.

81.Biarez J, Fleureau J.M, 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.

82.Fluid-loss control through the use of a liquid-thickened Completion and workover-brine/ J.E.Hudson, M.D. Coffey, C.W. Saner, A.S. Ject// Journal of Petroleum Technology. October, 1983.

83.Kelly J. Drilling fluid selection, performance and quality control. - JPT, 1983, May, 889-898.

84.Palumbo S., Giacco D., Ferrari M., Pirovano P. The development of potassium cellulosic polymers and their contribution to the inhibition of hydratable clays, SPE JADC Drilling conference. - 1989. III. - №18477. -P.149-152.

85.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.

86.Чубик П.С. Квалиметрия буровых промывочных жидкостей / П.С. Чубик. - Томск: Изд-во НТЛ, - 1999. - 300с.

87.Cheng-Fa Lu. A new technique for evaluation of shale stability in the presence of polymeric drilling fluid / Cheng-Fa Lu // SPE Production Engineering. - 1988. - Vol. 3. - №3. - P. 366-374.