Обоснование и разработка промывочных и тампонажных составов для бурения скважин в условиях льдо- и гидратообразования: на примере разведки газогидратов в провинции Цинхай - КНР тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.14, кандидат технических наук Лю Тяньлэ

• Лю Тяньлэ
• кандидат технических наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат технических наук Лю Тяньлэ

Оглавление

Введение

Глава I Обзор современного состояния технологии бурения скважин в условиях отрицательных температур и гидратообразования

1.1 Природные газовые гидраты

1.2 Многолетнемёрзлые породы в природе

1.3 Анализ современного состояния бурения на газовые гидраты

1.4 Постановка цели и задач исследования

Глава II Методика исследований

2.1 Методика составления математической модели и анализ полученных результатов теоретических исследований

2.2 Свойства промывочных и тампонажных жидкостей, оборудования для оценки их физико-механических свойств и технологических параметров

2.3 Планирование экспериментов и обработка их результатов

Выводы по главе II

Глава Ш Экспериментальные исследования структурно-реологических свойств промывочных жидкостей

3.1 Конкретизация экспериментальных исследований

3.2 Исследование физико-механических свойств материалов бурового раствора для бурения на газовые гидраты в условиях многолетнемёрзлых пород в районе Мули

3.3 Определение комплексных свойств разработанного бурового раствора для бурения на газовые гидраты в условиях многолетнемёрзлых пород в районе Мули

Выводы по главе Ш

Глава IV Экспериментальные исследования физико-механических свойств цементного раствора и камня для тампонирования скважин в условиях многолетнемёрзлых пород в районе Мули

4.1 Разработка технологии цементирования в условиях многолетнемёрзлых пород, содержащих природные газовые гидраты

4.2 Экспериментальные исследования физико-механических свойств тампонажного раствора и камня для цементирования скважины в условиях многолетнемёрзлых пород

Выводы по главе IV

Глава V Технико-экономическая оценка эффективности применения разработанных композиций

5.1 Экономическая эффективность от использования технологии и технических средств тампонирования скважин в условиях многолетнемёрзлых пород в районе Мули

5.2 Опытно-производственная оценка предложенным разработкам

Выводы по главе V

Заключение

Список литературы

Приложение

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Обоснование и разработка промывочных и тампонажных составов для бурения скважин в условиях льдо- и гидратообразования: на примере разведки газогидратов в провинции Цинхай - КНР»

Введение

Актуальность темы: Исследования, проведённые в 70-х и 90-х годах прошлого века в России, а затем в Австрии и Норвегии объективно доказали возможность извлечения природного газа из так называемых газогидратов, запасы углеводородов в которых оценивается от 1,8x1014 до 7,6x1018 м3. В настоящее время огромными потенциальными запасами углеводородов обладают страны, в структуре литосферы которых заметное место занимает криолитозона.

На территории КНР имеется ряд областей, перспективных для поиска и разведки месторождений природных газовых гидратов.

Так, в провинции Цинхай (Северо-Запад Китая) путём бурения четырёх поисковых скважин были обнаружены залежи метановых гидратов в интервалах глубин от 130 до 400м при температуре пород от -2 °С до +2,4 °С. Площадь перспективного месторождения (район Мули) составляет около 100 тысяч км2 [95, 118].

Основными проблемами бурения скважин на данной площади является гидратообразование на стенке скважины и на буровом инструменте вследствие физико-химического взаимодействия природных газов с дисперсионной средой бурового раствора, что вызывает прихваты снаряда, сальникообразование, обрывы бурильных труб и т.д., а также льдообразование в цементном тесте при тампонировании неустойчивых горных пород, что приводит к разрушению цементного камня, обвалам и осыпям пород в ствол скважины.

Указанные проблемы делают актуальными исследования и разработку составов буровых промывочных и тампонажных растворов,

предупреждающих образование клатратных соединений и льда в процессе бурения и крепления скважин.

Целью работы является повышение эффективности бурения скважин в многолетнемёрзлых породах (ММП) при разведке газовых гидратов.

Идея работы заключается в комплексном использовании в составе базовых буровых промывочных растворов на водной основе специальных противогидратных добавок на основе высокомолекулярного кинетического ингибитора-поливинилпироллидона, исключающего гидратообразование в скважине в процессе бурения, а также тампонажных составов на основе высокоалюминатных вяжущих веществ, обладающих высокой интенсивностью структурообразования , экзотермией и плочностью цементного камня в условиях отрицательных температур.

Задачи исследования:

• провести анализ современного состояния технологии бурения разведочных скважин в многолетнемёрзлых горных породах;

• разработать рецептуры технологических жидкостей, обеспечивающих снижения аварийности при бурении скважин в мерзлоте;

• провести экспериментальные исследования по определению основных структурно-реологических показателей разработанных составов;

• дать технико-экономическую оценку предложенным разработкам.

Методика исследований включала анализ современного состояния

теории и практики бурения скважин в многолетнемёрзлых породах при поиске и разведке газовых гидратов. Экспериментальное исследование свойств газовых гидратов, промывочных жидкостей и тампонажных смесей, а также их взаимодействия в условиях отрицательных температур.

Научная новизна заключается в установлении механизма предупреждения гидратообразования при взаимодействии природного газа с дисперсионной средой бурового раствора, а также льда, при твердении тампонажной смеси в условиях отрицательных температур, что позволит снизить аварийность буровых работ в многолетнемёрзлых породах.

Защищаемые научные положения:

1. Введение в состав промывочных жидкостей на водной основе 1% кинетического ингибитора РУР (поливинилпирролидона) с молекулярной массой от 40000 до 600000 единиц позволяет предупреждать образование газовых гидратов в стволе скважины при температурах от -4 °С до +4 °С и давлениях 13,7 - 18 МПа, а разработанный состав бурового раствора обеспечивает эффективное ингибирование глинистых сланцев и сохранение стабильных основных технологических свойств.

2. Тампонажные смеси на основе глинозёмистого цемента (70 -80%) и полуводного гипса (20 - 30%) обеспечивают образование прочного цементного камня в течении 1 часа при температуре от 0 °С до -3 °С за счёт экзотермической реации твердения, обеспечивающей разогрев тампонажного материала до +40 °С.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций определяется современным уровнем аналитических и достаточным объемом экспериментальных исследований, воспроизводимостью полученных данных и удовлетворительной сходимостью расчетных величин с результатами лабораторных исследований.

Практическая значимость работы заключается в разработке составов буровых растворов и тампонажных смесей для бурения скважин в

мёрзлых породах. Производственные эксперименты проведены на месторождении газогидратов в провинции Цинхай - КНР.

Апробация работы. Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации докладывались на 14-ой Международной конференции «Экология и развитие общества» (Санкт-Петербург - Лодейное Поле - Кижи - Петрозаводск - Мандроги -Валаам - Санкт-Петербург, 8-13 июля 2012 г.); на Международном форум-конкурсе молодых учёных «Проблемы недропользования» (Санкт-Петербург, 24 - 26 апреля 2012 и 2013 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 5 печатных работ, из них 2 в журналах, рекомендованных ВАК Минобрнауки России, 1 в журнале, включенный в систему цитирования SCI.

Структура и объем диссертационной работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка, включающего 123 наименований. Материал диссертации изложен на 128 страницах, включает 18 таблиц, 45 рисунков, 1 приложение.

Глава I Обзор современного состояния технологии бурения скважин в условиях отрицательных температур и гидратообразования

1.1 Природные газовые гидраты

Газовые гидраты (клатраты) — кристаллические соединения, образующиеся при определённых термобарических условиях из воды и газа, с низкой молекулярной массой. Эти соединения включения относятся к нестехиометрическим, т.е. к соединениям переменного состава, и описываются формулой М х иН20, где М - молекула газа -гидратообразователя, п - число молекул воды, приходящихся на одну молекулу газа (п - переменное число, зависящее от типа гидратообразователя, давления и температуры, п = 5,67 - 17 ). По внешнему виду углеводородные гидраты напоминают снег или лёд и содержат газ в концентрированном состоянии (до 180 м/м ) [26, 67, 109, 110, 111]. В природных газовых гидратах 98% газа представлено метаном. В результате молекулярного уплотнения 1 м3 природного метан-гидрата в твёрдом состоянии при нормальных термобарических условиях содержит около 164 м3 метана в

о

газовой фазе и 0,87 м воды [86].

Приоритет в открытии природных гидратов углеводородных газов принадлежит российским ученым: в 1946 г. известный специалист-нефтяник И.Н.Стреженов высказал предположение о существовании газовых гидратов в природных условиях. С середины 60-х годов стали широко обсуждаться геологические аспекты проблемы природных гидратов, существующих как на суше, так и на дне океанов и морей. В настоящее время ресурсы метана в газогидратном виде оцениваются в 2x10 м , что приблизительно в 2 раза превышает запасы всех остальных источников органического углеводорода

на Земле [37, 38].

В настоящее время научно-технические исследования и разработки, связанные с разведкой и освоением месторождений природных газогидратов, успешно проводятся на континентальном месторождении Маллик (Канада и Япония); в районах газогидра- топроявлений северного склона Аляски (США и ВР) [76, 77, 78, 79]; в Мексиканском заливе (США); в районе желоба Нанкай (Япония и США) [113]; в районе морского склона п-ова Индостан (Индия); на шельфе Южно-Китайского моря (КНР) [86, 101]. Следует отметить, что к 2006 г. на первое место по объемам финансирования этих работ вышла Япония, правительство которой планирует организовать промышленную добычу газа из газогидратов к 2017 г. На втором находится Индия, которая в 2009 г. провела первые опытные работы на открытых морских месторождениях газогидратов. Далее идет КНР, а США переместились на четвертое место с объемом финансирования исследований в 2006 г. порядка 15 млрд дол [62]. На рисунке 1.1 показаны известные и перспективные месторождения природных газовых гидратов в мире.

Ф I Известные месторождения пщрата метана на планете

ф Перспективные месторождения гидрата метана на планете

Рисунок 1.1 - Карта распространения природных гидратов метана в мире [86].

1.1.1 Строение газовых гидратов

Гидраты сернистого газа и хлора впервые наблюдали в конце XVIII в. Дж. Пристли, Б. Пелетье и В. Карстен. В 1811 г. X. Дэви отметил, что при охлаждении газообразного хлора кристаллы образуются в том случае, если хлор содержит пары воды. Наблюдаемые кристаллы являлись гидратами хлора. Состав гидрата хлора установил М. Фарадей (СЬ х 10 Н2О) [67].

Компоненты природного газа (СН4, СгН6, СзНё, изобутан, О2, N2, Н28 и т.п.) образуют как индивидуальные, так и смешанные гидраты. Недавно установлено образование гидратов Н2, Не, но при очень высоких давлениях, не характерных для условий криолитозоны. Для более тяжелых углеводородных газов, начиная с С5 (кроме неопентана), образование гидратов не установлено. Объясняется это особенностями молекулярной структуры (ограниченными размерами ячеек) газогидратов [67, 69].

Структура многих гидратов определена рентгеноструктурными исследованиями и кристаллохимическим моделированием. Установлено, что молекулы воды образуют полиэдрический каркас (т.е. решетку «хозяина»), в котором имеются полости. Их могут занимать молекулы газов (молекулы «гостя»), которые связаны с каркасом «хозяина» ван-дер-ваальсовским взаимодействием. Следовательно, гидраты газов относятся к клатратным соединениям (или соединениям включения). Содержащаяся в них вода служит структурно-определяющей компонентой, образуя ажурный каркас из своих молекул, тогда как вторая компонента - молекулы газов и некоторых летучих органических жидкостей - частично или полностью заполняет полости этого каркаса. Иногда одиночные гидрофобные молекулы воды могут заполнять полости, конкурируя с молекулами газов. Однако практическое значение этого эффекта для газовых гидратов, по-видимому,

невелико.

1.1.2 Состав газовых гидратов

Состав гидрата индивидуального газа определяется гидратным числом п (предполагая формулу гидрата М х иН20) [67], отражающим степени заполнения малых и больших полостей. Гидратное число есть величина переменная у одного и того же гидрата и зависит от условий гидратообразования (отсюда нестехиометрия соединения). Степени заполнения по определению могут меняться от нуля до единицы. Следует отметить, что наиболее полную характеристику состава гидрата дают именно величины степеней заполнения полостей.

В природе наиболее распространены гидраты кубических структур КС-1 и КС-2 (чаще их обозначают I и II), остальные структуры встречаются только при искусственном синтезе. Предельные формулы гидратов (или структурная стехиометрия, отвечающая полной занятости полостей «гостевыми» молекулами газов) представлены в таблице 1.1 [107, 108, 109]. Таблица 1.1- Характер заполнения полостей и гидратное число газовых гидратов

структур КС-1 и КС-2.

Характер заполнения полостей КС-1 КС-2

Только большие М х 7,67Н20 М X 17Н20

Большие и малые М х 5,75Н20 М х 5,67Н20

Малые - одним газом, большие - другим М, х ЗМ2 х 23Н20 2Mi х м2 х 17Н20

Для большинства гидратов на линии трёхфазного равновесия газ-гидрат-вода (лёд) зависимость гидратного числа п от температуры имеет максимум при температуре Т = 0 °С. Такая закономерность в качественной форме впервые была отмечена Davidson D.W [80]. Расчетным путем установлено [8], что для гидратов СН4, С2Н6, СзН8 действительно имеет

место максимум гидратного числа, тогда как для гидрата О2 величина п монотонно убывает с уменьшением температуры. Таким образом, максимум при Т = О °С может и отсутствовать, но только для гидратов с большими равновесными давлениями. В случае двухфазного равновесия «гидрат -сжатый газ, насыщенный парами воды» (при давлении выше точки трехфазного равновесия), с ростом давления Р при постоянной температуре величина п уменьшается и стремится к предельному значению, т.к. степени заполнения полостей возрастают и стремятся к единице. Так, в калориметрическом исследовании состава гидрата ксенона получено гидратное число п = 6,29 для отвечающих трехфазному равновесию условий (Т = О °С, Р = 0,155 МПа), тогда как гидратное число п = 5,9 достигнуто при давлении в 25 раз больше равновесного (Т = -20 °С, Р = 2 МПа) [98]. Полученные данные согласуются с имеющимися теоретическими представлениями о возрастании степени занятости полостей с ростом давления газогидратообразователя.

1.1.3 Свойства газовых гидратов

Основными свойствами газовых гидратов, необходимыми при моделировании их существования в природе, следует считать следующие:

• теплофизические (теплоемкость, теплопроводность, теплота фазовых переходов);

• физико-механические (модули Юнга, Пуассона, скорость звука);

• электрические свойства (электропроводность, диэлектрическая постоянная);

• удельное содержание газа в гидратах.

В результате различных измерений (в основном калориметрических) было определено, что для гидратов характерны следующие величины теплофизических свойств (таблицы 1.2 и 1.3).

Поскольку гидраты являются льдоподобной структурой (каркас водных

молекул с ван-дер-ваальсовыми связями), то многие свойства гидратов схожи со свойствами льда (кроме теплопроводности) (таблица 1.4). В этой таблице часть свойств получена оценочным путем, т.к. проведение экспериментов с гидратами в некоторых случаях требует очень сложного оборудования с высоким давлением.

Таблица 1.2 - Теплоёмкость гидратов некоторых газов [83].

Температура, К Теплоёмкость, Дж / (моль.К)

СН4 х 6Н20 С2Н6 х 7,67Н20 С3Н8 Х17Н20

85 107,7 149,6 281,7

90 112,1 156,0 294,0

100 121,4 167,2 318,8

110 131,5 177,2 342,0

120 140,3 188,6 366,5

130 149,0 199,4 392,4

140 156,8 210,0 415,9

150 164,2 219,6 437,6

160 171,1 229,0 459,3

170 178,6 237,9 481,0

180 186,3 248,3 502,4

190 194,1 259,1 524,8

200 201,4 269,2 548,3

210 209,8 277,4 573,4

220 219,3 292,8 599,5

230 225,9 301,7 617,7

240 233,7 310,9 644,0

250 240,4 323,0 674,4

260 248,4 337,8 710,2

270 257,6 - -

Таблица 1.3 - Энтальпия диссоциации гидратов некоторых газов [83].

Гидрат Энтальпия диссоциации АН, кДж/моль

на газ и лёд на газ и воду

Хе х 6,29Н20 25,43 ±0,17 -

Хе х 5,9Н20 26,50 ±0,17 61,96 ±0,19

Кг х 6,1 Н20 19,54 ±0,24 56,20 ± 0,25

СН4 х 6Н20 18,13 ±0,27 54,19 ±0,28

С2Н6 х 7,67Н20 25,70 ±0,37 71,80 ±0,38

С3Н8 х 17Н20 27,00 ± 0,33 129,2 ±0,40

С4Ню х 17Н20 31,07 ±0,20 133,2 ±0,30

Так, плотность гидрата метана (водный каркас, заполненный молекулами газа) изменяется от 0,908 до 0,917 г/см . У гексагонального льда

о

этот показатель равен 0,912 г/см . Очень близкие значения у модулей Юнга и Пуассона. В близком диапазоне находятся скорости продольных и поперечных акустических волн, коэффициенты температурного набухания, величины высокочастотной диэлектрической постоянной. Определенные различия наблюдаются только в теплофизических свойствах (теплота фазовых переходов гидрата метана почти в 1,5 раза больше теплоты перехода льда в воду, а теплопроводность гидрата метана почти в 4 раза меньше теплопроводности льда) и в величине статической диэлектрической постоянной (58 - у гидратов и 80 - у льда).

Таблица 1.4 - Некоторые свойства газовых гидратов [26].

Свойство Газовые гидраты

КС-1 КС-2

Параметры элементарной ячейки при 273,15 К, нм а= 1,197-1,215 а= 1,714-1,757

Число молекул воды в элементарной ячейке 46 136

Кристаллографическая плотность каркаса, г/см3 0,796 0,782

Объемное термическое расширение, К'1 (1,5-1,7) х Ю"4 (оценка) (1,5-1,7) хЮ"4 (оценка)

Изотермический модуль Юнга при 268 К, МПа 8,4 х 10J (оценка) 7,2 х Ю3 (оценка)

Модуль Пуассона -0,3

Скорость звука (продольная) при 273,15 К, км/с 3,5-3,8

Статическая диэлектрическая постоянная при 273,15 К -58

Высокочастотная диэлектрическая постоянная при 273 К 3,4 (оценка)

Коэффициент теплопроводности при 273 К, Вт/(м*К) 0,5

Такие параметры газогидратов, как плотность и удельное газосодержание, зависят от молекулярной массы газа-гидратообразователя, типа структуры, состава, степени заполнения гидратных полостей, наличия посторонних включений и дефектов кристаллической решетки. При идеальном заполнении КС-1 молекулами метана (СН4 х 5,75НгО) удельное

3 3

газосодержание гидрата при разложении составляет 170,6 м /м при плотности 916 кг/м . Для расчетов удельного газосодержания метана в природных гидратах, как было показано выше, целесообразно пользоваться формулой СН4 х 6Н20. В этом случае удельное газосодержание при

3 3 3

разложении гидрата составляет 164,5 м /м , а плотность - 911 кг/м .

1.2 Многолетнемёрзлые породы в природе

Многолетнемёрзлые породы (ММП) относятся к составу криолитозоны, характеризующуюся отсутствием периодического протаивания. Распространение - север Аляски, Канады, Европы, Азии, острова Северного Ледовитого океана. Общая площадь 35 миллионов км2, в том числе 11 миллионов км2 в России, 3,9 - 4,9 миллиона км2 в Канаде, 2,15 миллиона км2 в Китае, 1,4 миллиона км2 в США, и небольшая площадь в Дании, Норвегии, Финляндии, Исландии, Японии и других странах [84].

История изучения внутримерзлотных газов фактически только начинается. До недавнего времени систематические исследования практически отсутствовали, а те, которые проводились спорадически, в основном ограничивались первыми метрами мерзлой толщи. Тем не менее начиная с 1970-х гг. в научной литературе и геологических отчетах стали появляться сведения о газопроявлениях из мерзлых толщ, особенно при бурении скважин. Ниже приводятся доступные сведения об исследованиях внутримерзлотных газов, выполненных в разные годы [67, 69].

Проявления горючих газов на дневной поверхности мерзлых толщ довольно редки. Исключение составляют широко распространенные в летнее время выделения болотного газа. Отсутствие обнаруженных газовых залежей в пределах мерзлых толщ дало основание предполагать ряду исследователей [2,11], что ММП, как правило, являются естественным флюидоупором, где накопление газа маловероятно. Допускалась лишь вертикальная миграция глубинных газов по неотектоническим разломам и таликовым зонам сквозь проницаемые породы. Частично такую точку зрения подтверждали наблюдения за изменением коллекторских свойств талых пород при промерзании. И.С. Старобинец и Р.Н. Мурогова в результате

экспериментальных исследований [58] сделали вывод, что проницаемость влажных доломитов при замораживании уменьшается на порядок, и мерзлые породы в определенных ситуациях могут формировать флюидоупор. В то же время эти исследования показали, что промерзание не приводит к полному прекращению миграции и аккумуляции углеводородных газов в породах, а решающую роль в формировании коллекторских свойств породы играет льдистость или степень заполнения пор льдом. Этот же фактор (как главный) отмечает и В.И. Вожов [11], рассматривая экранирующую роль ММП по отношению к углеводородам в недрах.

Тем не менее среди нефтяных и газовых геологов бытует мнение, что искать нефтяные и газовые залежи в пределах ММП не следует из-за плохих коллекторских свойств мерзлых пород.

В то же время существует довольно много разрозненных данных о газопроявлениях из ММП в различных регионах. Для того чтобы ответить на вопрос о существовании в криолитозоне крупных газовых скоплений и промышленных залежей, необходимо проанализировать известные сведения об этих газопроявлениях [39, 54].

Первые задокументированные сведения о газопроявлениях из ММП можно отнести к концу 1940-х гг., когда во время поисков нефти и газа в Енисей-Хатангском прогибе (левый берег р. Анабар и побережье моря Лаптевых) в России были отмечены выходы горючего газа на поверхность [27]. Впервые промышленная газогидратная залежь была открыта в 1964 г. в России на Мессояхском газовом месторождении в Западной Сибири (Норильский промышленный район) [68, 70]. Залежь расположена на глубине около 800 м в сеноманских песчаниках, где газовые гидраты составляют порядка 75% всего природного газа при пластовой температуре 8,4 - 12,5 °С и

давлении 7,5 - 8,5 МПа [52, 55].

Современные исследования показали, что в районах Большого Хингана (на Северо-востоке Китая) и Цинхай-Тибетского нагорья существует огромный объём многолетнемёрзлых пород [123]. Благодаря горному рельефу острова вечной мерзлоты проникают далеко на юг, уже упоминали огромный высокогорный Тибетско-Гималайский остров вечной мерзлоты. На территории Цинхай-Тибетского нагорья КНР имеется ряд областей, перспективных для поиска и разведки месторождений природных газовых гидратов. Так, в провинции Цинхай (Северо-Запад Китая) путём бурения четырёх поисковых скважин были обнаружены залежи метановых гидратов в интервалах глубин от 130 до 400 м при температуре пород от -2 °С до +2,4 °С [95]. Площадь перспективного месторождения природных газовых гидратов (район Мули) составляет около 100 тысяч км2 (рисунок 1.3) [118, 122, 123].

Рисунок 1.3- Месторождение природных газовых гидратов Мули КНР.

1.3 Анализ современного состояния бурения на газовые гидраты

1.3.1 Развитие бурения на газовые гидраты

Как известно, впервые промышленная газогидратная залежь была открыта в 1964 г. в России на Мессояхском газовом месторождении в Западной Сибири. После 1970-х годов, США, Япония, Канада, Россия, Норвегия, Германия, Индия, Бразилия и другие страны выделили большие расходы за исследования природных газовых гидратов. В 1979 году при геологоразведочном бурении Международный проект проект глубоководного бурения на море (Б8БР) нашёл природные газовые гидраты в Атлантическом и Тихом океанах [42, 86].

В 1990-х годах на побережье Северного склона Аляски США были проведены геологоразведочные бурения и исследования на оценки существования природных газовых гидратов в вечной мерзлоте. В 1998 году в ММП Маскегшпе Канады учёные и инженеры из Канады, США и Японии совместно провели бурение геологоразведочной скважины МаШк 2Ь-38 глубиной 1150 м [88], получили керны с газовыми гидратами, которые подтвердили существование природных газовых гидратов в многолетнемёрзлых породах. С тех пор, Канада, США, Германия, Индия и другие страны совместно пробурили геологоразведочную скважину МаШк 5Ь-38 и тоже получили керны с природными газовами гидратоми в 2002 году [76, 96]. В октябре 2008 года на Северном склоне Аляски Министерство энергетики и Геологоразведочное управление США вместе провели большое количество геологоразведочной работы и экспериментальных исследований дабычи метана из природных газовых гидратов в ММП с помощью технологии бурового раствора низкой температурой. Полученные керны

показали, что объём метана в газовых гидратах в этой облости, может быть достичь около 2,5хЮ12м3 [89, 109].

Наиболее активной страной в облости исследований разведки и разработки природных газовых гидратов является Япония [100], в которой работают около 200 учёных в более 20 научно-исследовательских организациях, занимающихся исследованиями газовых гидратов. Правительство Японии ежегодно выделяет 6 миллиардов японских иен на исследования природных газовых гидратов с 1998 года. В 1999 году Министерство Образования, Культуры, Спорта, Науки и Технологии Японии сняло американское глубоководное буровое судно «JOIDES Resolution» пробурить первую разведочную скважину на газовые гидраты в районе Nankai Trough на южном японском море с помощью керноприёмника с постоянной температурой и постоянном довлением и получило немного керна. С 18 января по 18 мая 2004 японцы опять сняли буровое судно «JOIDES Resolution» пробурить 32 скважин в районе Nankai Trough в пределах глубины 772 - 2033 м, получили большую длину керна с гидратом метана [100, 113], зделали комплексную оценку перспективных запасов газовых гидратов и экспериментальные разработки метана в этом районе.

В 2000 году в Китае учёные начали исследования бурового раствора при отрицательной температуре и керноприёмника с постоянной температурой и постоянном давлением, особенно в областях электронного охлаждения, компенсации давления и шаровых кранов керноприёмника [86]. В мае 2007 года Геологоразведочное управление Китая сняло норвежское глубоководное буровое судно пробурить первую разведочную скважину на газовые гидраты в районе Shenhu Южного китайского моря и получило керн

с природными газовыми гидратами. Затем в районе Мули провинции Цинхай (Северо-Запад Китая) путём бурения четырёх поисковых скважин были обнаружены залежи метановых гидратов в интервалах глубин от 130 до 400м при температуре пород от -2 °С до +2,4 °С в ноябре 2008 года [123].

В 2006 году Индия сняла американское глубоководное буровое судно «JOIDES Resolution» и норвежский керноприёмника для газовых гидратов пробурить 21 скважину на севере Индийского океана и получила природные газовые гидраты. С тех пор Индия обращает больше и больше внимания на изучение природных газовых гидратов.

Агентство Reuters 12 марта 2013 г. [85] передало информацию об успешно проведенной разработке залежей газовых гидратов на океанском дне специалистами из Японии. Месторождение находится в районе центрального побережья Тихого океана. Для проведения производственных испытаний корпорация JOGMEC рассчитывает потратить не менее полумесяца. Получение метана из залежей газовых гидратов методом разгерметизации японцами было осуществлено впервые в мире. По оценке экспертов, месторождение газовых гидратов на океанском дне в водах Японии насчитывает около 1,1 триллиона кубометров. Такого количества топливных ресурсов стране может хватить более чем на 10 лет.

1.3.2 Проблемы бурения скважин в ММП, содержащих природные газовые гидраты и пути их решения

В настоящее время методы бурения скважин на газовые гидраты разделяются на ингибирование и позволение диссоциации газовых гидратов в процессе бурения [73, 102, 121]. Ингибирование диссоциации газовых гидратов работает с помощью низкотемпературного бурового раствора с

ингибитором газовых гидратов, чтобы предотвратить повышение температуры горных пород, содержащих газовые гидраты, и поддержать фазовое равновесие газовых гидратов. При бурении скважин в ММП широко используется метод ингибирования диссоциации газовых гидратов. Позволение диссоциации работает с помощью бурового раствора с низкой плотностью и атмосферной температурой, чтобы вызвать диссоциацию газовых гидратов вблизи ствола скважины, но это управляемая диссоциация [57, 112]. Однако, газ, выделяемый при диссоциации гидратов, газирует буровой раствор, что приводит к снижению его плотности, и как следствие увеличивает опасность газоводопроявлений. Повышение давления в кольцевом пространстве, вызванного диссоциацией газа, может привести к образованию газовых гидратов, прихвату бурильных труб, прекращению циркуляции промывочной жидкости, что может явиться причиной серьезных осложнений и аварий в процессе бурения. Поэтому исследователи считают, что для бурения скважин в горных породах, содержащих газовые гидраты, лучше использовать метод ингибирования диссоциании газовых гидратов [41, 74,81,88].

По современным геологическим данным температура ММП в пределах от -2 °С до +2,4 °С в районе Мули, в том числе, около 80% ММП при температуре менее 0 °С [118, 123]. При отрицательной температуре в буровом растворе начинаются процессы кристаллизации (в состоянии покоя раствор замерзает через 2 часа) [59], а поэтому, он не удовлетворяет требованиям к промывочной жидкости для бурения скважин. Кроме того, в ММП района Мули находится определённая толщина сланцев, которые могут отрицательно влиять на устойчивость ствола скважины при набухании

при взаимодействии с диссперсионной средой.

Таким образом, геологоразведочной работой с высокими инвестициями и рисками является бурение скважин в многолетнемёрзлых породах, содержащих природные газовые гидраты. В целях обеспечения удачного проведения бурения скважин в этих породах, перед подготовкой бурового раствора особенно необходимо обратить внимание на следующие:

• Содержание твёрдой фазы в буровом растворе.

В процессе бурения скважин в ММП существует строгое требование по скорости циркуляции бурового раствора. По данным предварительного экспериментального разведочного бурения в этих породах, лучше использовать буровой раствор с низким содержанием твёрдой фазы [92].

• Морозостойкость.

При бурении в ММП буровой раствор должен иметь морозостойкость, чтобы обеспечить нормальную циркуляцию бурового раствора при бурении.

• Плотность.

Механическое равновесие нарушится при вскрытии пластов. В целях сохранения устойчивости ствола скважины необходима поддерживающая сила из бурового раствора, действуя на стенку скважины. Кроме того, нужна высокая скорость циркуляции бурового раствора для уменьшения температуры и сохранения чистоты скважины. По данным предварительного разведочного бурения в районе Мули, плотность бурового раствора должна контролироваться в диапазоне 1,1 - 1,2 г/см [122].

• Структурно-реологические свойства при отрицательной температуре.

Предварительное разведочное бурение в районе Мули показано, что

лучше использовать буровой раствор с начальной температурой -2 °С при бурении в условиях ММП [95] и поддерживать её на том же уровне при всем процессе бурения скважин. Однако, при такой отрицательной температуре буровой раствор должен быть эффективно работать. Таким образом, у бурового раствора необходимы хорошие структурно-реологические свойства при отрицательной температуре.

• Ингибирующая способность образования газовых гидратов [42, 91,93, 104, 116].

Возникающие перепады давления при вскрытии пластов, содержащих газовые гидраты, приводят к изменению температуры, условий залегания и делают газовые гидраты неустойчивыми, что неизбежно ведёт к диссоциации газовых гидратов. С повышением температуры бурового раствора на забое скважины, связана диссоциация газовых гидратов. Газ, выделяемый при диссоциации гидратов, газирует буровой раствор. Повышение давления в кольцевом пространстве, вызванного диссоциацией газа, может привести к образованию газовых гидратов, прихвату бурильных труб, прекращению циркуляции промывочной жидкости, что может явиться причиной серьезных осложнений и аварий в процессе бурения.

Таким образом, у бурового раствора необходима ингибирующая способность образования газовых гидратов[41].

• Ингибирующая способность для предотвращения набухания сланцев при взаимодействии с диссперсионной средой [30, 65].

В связи с тем, что в ММП района Мули находится определённая толщина сланцев [118, 122], перед подготовкой бурового раствора необходимо обратить внимание на влияние гидратации сланцев на

устойчивость ствола скважины. Таким образом, буровой раствор должен иметь хорошую ингибирующую способность для предотвращения набухания сланцев при взаимодействии с диссперсионной средой.

Кроме бурового раствора, в практике освоения скважин одним из трудноразрешимых вопросов является борьба с осложнениями, встречающимися при креплении скважин [24, 25, 43]. Наиболее трудоемким осложнением по затратам времени и средств является поглощение тампонажного раствора, борьба с которым является серьезной проблемой [9, 10, 32, 45, 46]. В настоящее время больше и больше внимания обращается на крепление скважин, особенно на цементирование скважин при отрицательной температуре в ММП.

Вопрос крепления скважины при бурении на газовые гидраты в условиях распространения ММП - один из наиболее острых вопросов строительства скважин [19, 20, 22, 34, 66, 67]. Во многом именно этот, непродолжительный по времени процесс, во многом определяет срок безаварийной службы скважины, а так же от него зависит качество и количество добываемого ископаемого, сохранность окружающей среды и недр [1, 7, 14, 44, 47, 48]. Для повышения качества строительства скважин в зонах многолетнемёрзлых пород применяются эффективные тампонажные растворы для крепления скважин.

Известно, что при низких температурах гидратация цемента замедляется, и это замедление тем выше, чем больше свободной воды в тампонажном растворе [12, 15, 29, 49, 51]. У тампонажных растворов на основе глинозёмистого цемента (ГЦ) процессы гидратации и твердения при отрицательной температуре существенно отличаются от других

миниральных вяжущих веществ. Кроме того, одним из способов сокращения сроков схватывания и увеличения значений прочностных характеристик в условиях пониженных температур является использование алебастра в качестве основного вяжущего материала, либо его сочетание с тампонажными цементами, добавленными в меньшей по сравнению с алебастром концентрации [4, 5, 16, 17]. Поэтому, в лаборатории проведены сравнительные эксперименты тампоножных составов глинозёмистого цемента с алебастром и портландцемента (ПЦ) с алебастром при отрицательной температуре.

1.3.3 Современные промывочные жидкости для бурения в ММП По современным исследовательским данным буровой раствор с низком содержанием твёрдой фазы и субмикронных частиц для бурения скважин в горных породах, содержащих природные газовые гидраты, разделяет на следующие четыре основных типа:

• Буровой соленасыщенный раствор на водной основе [86, 92]. У бурового раствора на основе насыщенной солевой воды хорошая морозостойкость и ингибирующая способность для предотвращения набухания сланцев при взаимодействии с диссперсионной средой. В буровом растворе самыми обычными реагентами для понижения точки замерзания жидкости являются ЫаС1, КС1 и СаС1. В том числе, ЫаС1 является также и самым обычным термодинамическим ингибитором образования газовых гидратов, в связи с этим буровой раствор имеет определённую способность газовых гидратов. Однако, у этого бурового раствора большая водоотдача, поэтому в который необходимо добавить большое количество реагентов для снижения водоотдачи. Кроме того, при бурении скважин этот буровой

раствор производит серьёзную коррозию буровых инструментов.

• Буровой силикатный раствор на водной основе [92, 101].

У буровоого раствора на основе силиката хорошая ингибирующая способность для предотвращения набухания сланцев при взаимодействии с диссперсионной средой, но плохая морозостойкость и почти нет ингибирующей способности газовых гидратов. Таким образом, при подготовке бурового раствора необходимо добавить несколько реагентов для повышения морозостойкости и ингибирующей способности газовых гидратов. Самыми обычными силикатами являются кремнекислый калий и кремнекислый натрий.

• Буровой раствор на основе соли муравьиной кислоты [120].

У бурового раствора на основе соли муравьиной кислоты отличная ингибирующая способность для предотвращения набухания сланцев при взаимодействии с диссперсионной средой, хорошие структурно-реологичекие свойства при низкой температуре с помощью реагентов для понижения точки замерзания жидкости и незначительная ингибирующая способность газовых гидратов. Самыми обычными солями муравьиной кислоты являются муравьинокислый натрий и муравьинокислый калий.

• Буровой раствор на сонове полимера [41, 72, 82].

У бурового раствора на основе полимера замечательные структурно-реологические свойства, хорошая ингибирующая способность для предотвращения набухания сланцев при взаимодействии с диссперсионной средой, без загрязнения на окружающую среду и влияния на проведение радиоактивного каротажа. Кроме того, буровой раствор на основе полимера имеет определённую ингибирующую способность газовых гидратов, потому

что ПЭГ является одним традиционным термодинамическим ингибитором газовых гидратов. В том числе, отличной промывочной жидкостью для бурения скважин в горных породах, содержащих природные газовые гидраты, является буровой раствор на основе полиэтиленгликоля (ПЭГ).

1.4 Постановка цели и задач исследования

Рассмотрено современное состояние исследований скоплений природных газовых гидратов и современного бурения скважин на газовые гидраты в мире, особенно в ММП. Целью данной работы является повышение эффективности строительства скважин в условиях многолетнемёрзлых пород, содержащих природные газовые гидраты, с помощью бурового раствора и тампонажной смеси при отрицательной температуре.

Для реализации поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

• анализ современных методов и технических средств, применяемых для бурения скважин в условиях ММП;

• экспериментальные исследования свойств промывочных и тампонажных составов и анализ полученных результатов;

• разработка промывочных и тампонажных составов для бурения скважин в условиях гидратообразования (на примере разведки газогидратов в провинции Цинхай - КНР);

• опытно-производственная оценка эффективности предложенных разработок.

Заключение диссертации по теме «Технология и техника геологоразведочных работ», Лю Тяньлэ

Выводы по главе V

1. Разработанный буровой раствор имеет хорошие структурно-реологические свойства, ингибирующую способность предупреждающая набухание сланцев при взаимодействии с диссперсионной средой и образования газовых гидратов при отрицательной температуре.

2. Разработанный тампонажный раствор имеет короткие сроки схватывания и повышенные прочностные характеристики при сжатии и изгибе при отрицательной температуре.

3. Результаты опытно-промышленных испытаний свидетельствуют об эффективности предложенного состава бурового раствора и разработанной тампонажной смеси для бурения на природные газовые гидраты в условиях многолетнемёрзлых пород в районе Мули в провинции Цинхай (КНР). Буровой раствор и тампонажную смесь можно рекомендовать для дальнейшего использования при строительстве скважин на указанном месторождении.

Заключение

1. На основе анализа современного состояния технологии бурения разведочных скважин в многолетнемёрзлых горных породах выявлены основные проблемы, связанные с гиратообразованием в стаоле скважины и льдообразованием при тампонировании осложнённых интервалов скважин в многолетнемёрзлыз породах.

2. Разработанные составы бурового раствора для бурения скважин в условиях многолетнемёрзлых пород: вода + 3% бентонита + 6% ПЭГ + 4% ППГ + 3% NaCl + 1% PVP(K90) + 5% КМЦ + 2,5% SMP-II, обладают ингибирующими свойствами по отношению к гилратообразованию и набуханию глинистых сланцев при сохранении основных структурно-реологических свойств раствора при отрицательных температурах.

3. Разработаные быстротвердеющие тампонажные смеси для крепления неустойчивых многолетнемёрзлых пород и технология их применеия в скважинах, обеспечивают успешное проведение тампонирования стенок ствола сквадины неустойчивых пород в условиях многолетнемёрзлых пород.

4. Результаты опытно-промышленных испытаний свидетельствуют об эффективности предложенного состава бурового раствора и разработанной тампонажной смеси для бурения на природные газовые гидраты в условиях многолетнемёрзлых пород в районе Мули в провинции Цинхай (КНР). Буровой раствор и тампонажную смесь можно рекомендовать для дальнейшего использования при строительстве скважин на указанном месторождении.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Лю Тяньлэ, 2013 год

Список литературы

1. Аветисов А.Г. Методы прикладной математики в инженерном деле при строительстве нефтяных и газовых скважин. / А.Г. Аветисов, А.И. Булатов, С.А. Шаманов // - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 236 с.

2. Баулин В.В. Многолетнемерзлые породы нефтегазоносных районов СССР. / В.В. Баулин // - М.: Недра, 1985. - 176 с.

3. Башлык С.М. Лабораторный практикум по основам гидравлики и промывочным жидкостям. / С.М. Башлык, Г.Т. Загибайло, О.Л. Зайонц // -М.: Недра, 1982. - 156 с.

4. Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин./ А.И. Булатов // - М.: Недра, 1977. - 328 с.

5. Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. / А.И. Булатов // - М.: «Недра», 1991. - 336 с.

6. Бурение разведочных скважин: Учебник для вузов / Под общ. ред. - М.: Высш. шк., 2007. - 904 с.

7. Буровые промывочные и тампонажные растворы. Учеб. пособие для вузов. - М.: «Недра», 1999. - 424 с.

8. Бык С.Ш. Газовые гидраты. / С.Ш. Бык, Ю.Ф. Макогон, В.И. Фомина // - М.: Химия, 1980. - 296 с.

9. Винарский М.С. Технология вскрытия нефтеносных рифогенных отложений в условиях поглощения. / М.С. Винарский // Нефтегазовая геология, геофизика и бурение: Науч.-техн. информ. сб. - М.: ВНИИОЭНГ, 1984. № 7. - С. 37-40.

10. Винарский М.С. Методика исследования и регулирования технологических процессов при задавке в пласт вязко-пластичных

жидкостей. / М.С. Винарский, В.К. Высторон, A.B. Ферштер // Волгоград: ВолгоградНИПИнефть, 1974. - 26 с.

11. Вожов В.И. Многолетнемерзлые породы - новый тип флюидоупора. / В.И. Вожов // Породы-коллекторы нефтегазоносных отложений Сибири. - Новосибирск: Наука, 1985. - С. 78-87.

12. Гельфман Г.Я. Влияние водоотдачи на процесс формирования цементного камня и качество цементирования. / Г.Я. Гельфман, P.M. Клявин // Крепление и разобщение пластов. М.: Недра, 1964. - С. 64-72.

13. Гинсбург Г.Д. Данные газогеохимического опробования мерзлых четвертичных отложений на газовых месторождениях. / Г.Д. Гинсбург, Ю.К. Бордуков, С.Б. Тимкин // Методы детального прогнозирования нефтегазоносности. - Д., 1979. - С. 18-37.

14. Горгоц В. Д. Исследование и разработка тампонирующих составов для ликвидации катастрофических поглощений на месторождениях республики Саха (Якутия). / В.Д. Горгоц, A.B. Захаренков, Ф.Р. Якшибекови // Нефтяное хозяйство. М.: ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство», 2009. №5. - С. 86-90.

15. Горский А.Т. Цементирование скважин в районах Крайнего Севера Тюменской области нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири: тр. / А.Т. Горский, В.Д. Швецов // Зап-СибНИГНИ. Вып. 6: Вопросы геологии, бурения и добычи в зоне мерзлых пород на нефтяных и газовых месторождениях Западной Сибири. - Тюмень, 1968. - С. 122-132.

16. ГОСТ 26798.1-96 Цементы тампонажные. Методы испытаний М.:МНТКС, 1998. -48с.

17. ГОСТ 1581-96 Цементы тампонажные. Технические условия М.:МНТКС, 1998. -12с.

18. Дядин Ю.А. Соединения включения. / Ю.А. Дядин, К.А. Удачин,

И.В. Бондарюк // - Новосибирск: Изд-во НГУ, 1988. - 92 с.

19. Елисеева A.A. Эволюция и современное состояние мерзлоты и зоны стабильности газовых гидратов в рифтовых структурах Арктического шельфа Восточной Сибири. / A.A. Елисеева, H.H. Романовский, A.B. Гаврилов, Г.С. Типенко, Х.В. Хуббертен // Теория и практика оценки состояния криосферы Земли и прогноз ее изменений: Материалы Международной конференции, Тюмень, 29-31 мая 2006 г. Т. 2. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2006. - С. 93-96.

20. Ершов Э.Д. Проблемы гидратообразования в криолитозоне. / Э.Д. Ершов, Ю.П. Лебеденко, Е.М. Чувилин, В.А. Истомин, B.C. Якушев // Геокриологические исследования: сб. науч. тр. - М.:МГУ, 1989. - С. 53-67.

21. Ершов Э.Д. Реликтовые газогидраты в криолитозоне Ямбургского газоконденсатного месторождения. / Э.Д. Ершов, Ю.П. Лебеденко, Е.М. Чувилин, Н.Р. Колушев, B.C. Якушев // Природные и техногенные газовые гидраты: сб. науч. тр. Под ред. А.И. Гриценко и В.А. Истомина. М.: ООО «ВНИИГАЗ», 1990. - С. 167-174.

22. Ершов Э.Д. Особенности существования газовых гидратов в криолитозоне. / Э.Д. Ершов, Ю.П. Лебеденко, Е.М. Чувилин, В.А. Истомин, B.C. Якушев // Докл. АН СССР. - 1991. - Т. 321. -№ 4. - С. 788-791.

23. Иванов М.С. Современные многолетнемерзлые прибрежно-дельтовые отложения Янского взморья. / М.С. Иванов // «Вопросы географии Якутии», 1969. - Вып. 5. - С. 138-146.

24. Ивачёв Л.М. Промывочные жидкости и тампонажные смеси. / Л.М. Ивачёв // - М.: Недра, 1987. - 242 с.

25. Ивачёв Л.М. Промывка и тампонирование геологоразведочных скважин. / Л.М. Ивачёв // - М.: Недра, 1989. - 247 с.

26. Истомин В.А. Газовые гидраты в природных условиях. / В.А.

Истомин, B.C. Якушев // - М.: Недра, 1992. - 236 с.

27. Калинко М.К. История геологического развития и перспективы не- фтегазоносности Хатангской впадины. / М.К. Калинко // - JL: Гостоптехиздат, 1959. - 358 с.

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

29. Кондаков В.В. Комплексные исследования многолетнемерзлых отложений с оценкой их водо- и газонасыщенности. / В.В. Кондаков, А.Ш. Галявич // Проблемы криологии Земли: тез. докл. конференции. - Пущино, 1998. - 105 с.

30. Кудряшов Б.Б. Бурение скважин в осложненных условиях: Учеб. пособие для вузов. / Б.Б. Кудряшов, A.M. Яковлев // - М: Недра, 1987. - 269 с.

31. Кузин И.Л. Масштабы эмиссии природных газов в Западной Сибири. / И.Л. Кузин // Известия РГО. - 1999. - Т. 131. - Вып. 5. - С. 24-35.

32. Курочкин Б.М. Применение цементного раствора с высокой тиксотропией при ремонте скважин. / Б.М. Курочкин // Нефтяное хозяйство. -2001 - №6.-С. 30-34.

33. Курочкин Б.М. Промысловые испытания установки отсекающих мостов с применением ВНП. / Б.М. Курочкин, С.С. Яковлев, Ф.З. Исмагилови // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ОАО «ВНИИОНГ», 2009. №5. - С. 11-14.

34. Лукманов P.P. Предупреждение поглощений тампонажных растворов при креплении скважин на месторождениях ООО «ЛУКойл -Западная Сибирь». / P.P. Лукманов, Д.А. Бакиров, В.А. Бурдыга // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ОАО «ВНИИОНГ», 2003. №11. - С. 25-30.

35. Лю Тяньлэ. Оптимизация составов буровых растворов для

бурения скважин на газовые гидраты с помощью ортогонального экспериментального метода. / Лю Тяньлэ, Н.И. Николаев // Инженер-нефтяник. - М.: ООО «Ай Ди Эс Дриллинг», 2012. №3. - С. 51-54.

36. Макогон Ю.Ф. Гидраты природных газов. / Ю.Ф. Макогон // - М.: Недра, 1974. - 208 с.

37. Макогон Ю.Ф. Природные гидраты: открытие и перспективы. / Ю.Ф. Макогон // Газовая промышленность. 2001. № 5, - С.10-16.

38. Макогон Ю. Ф. Природные газовые гидраты: распространение, модели образования, ресурсы. / Ю.Ф. Макогон // Рос. хим. ж. (Ж. Рос. хим. об-ва им. Д.И.Менделеева). 2003. Т. 47. № 3. - С. 70-79.

39. Мельников П.И. О генерации углеводородов в толщах многолетнемерзлых пород. / П.И. Мельников, В.П. Мельников, В.П. Царев // Известия АН СССР. Сер. Геологическая. 1989. № 2. - С. 118-128.

40. Николаев Н.И. Предупреждение загрязнения продуктивных пластов путем создания новых эффективных составов буровых растворов на основе отечественных полимеров. / Н.И. Николаев, P.M. Вафин, E.JI. Леушева, A.B. Сторчак, Лю Тяньлэ // Экология и развитие общества. - СПб: Изд-во МАНЭБ, 2011. № 1-2(1). - С. 50-54.

41. Николаев Н.И. Исследование ингибирующей способности полигликолевого бурового раствора с кинетическим ингибитором при разведке газовых гидратов. / Н.И. Николаев, Лю Тяньлэ, P.M. Вафин // Инженер-нефтяник. - М.: ООО «Ай Ди Эс Дриллинг», 2011. №3. - С. 28-32.

42. Николаев Н.И. Безопасность бурения скважин в условиях гидратообразования. / Н.И. Николаев, Лю Тяньлэ, Т.Н. Николаева // Экология и развитие общества. Материалы XIV Международной конференции. 8-13. 07. 2012, Санкт-Петербург / СПб., МАНЭБ, 2012. - С. 33-36.

43. Николаев Н.И. Буровые промывочные жидкости и тампонажные

смеси: Методические указания к лабораторным работам. / Н.И. Николаев, Е.Ю. Цыгельнюк // Санкт-Петербургский горный ин-т. - СПб., 2000. - 32 с.

44. Николаев Н.И. Результаты аналитических и экспериментальных исследований закупоривающей способности полимерглинистых тампонажных составов при бурении нефтяных и газовых скважин. / Н.И. Николаев, А.И. Иванов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2009. №5. - С. 8-11.

45. Николаев Н.И. Цементирование обсадных колонн в интервалах высокопроницаемых горных работ. / Н.И. Николаев, A.A. Мелехин // Проблемы научно-технического прогресса в бурении скважин: сборник докладов Всероссийской научно-технической конференции, посвящённой 55-летию кафедры «Бурение скважин». Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2009. - С. 156-158.

46. Николаев Н.И. Повышение качества крепления обсадных колонн при строительстве нефтяных и газовых скважин. / Н.И. Николаев, P.A. Усманов, A.A. Мелехин, A.B. Сторчак // Труды VII Международной научно-практической конференции «Ашировские чтения». Самара: Самар.гос.техн.ун-т, 2010. Том 2. - С.55-57.

47. Николаев Н.И. Повышение эффективности тампонажных работ при строительстве нефтяных и газовых скважин. / Н.И. Николаев, А.И. Иванов, A.A. Мелехин, A.B. Сторчак // IV ежегодный международный сборник научных трудов, посвящённый 10-летию Института нефти и газа. Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - С. 413-419.

48. Николаев Н.И. Предварительные результаты исследований по созданию расширяющихся тампонажных составов для цементирования обсадных колонн в условиях поглощения цементного раствора. / Н.И. Николаев, A.A. Мелехин, A.B. Сторчак // Инженер-нефтяник. Научно-

технический журнал. Москва: ООО «Ай Ди Эс Дриллинг», 2010. №4. - С.38-40.

49. Николаев Н.И. Тампонажные смеси для цементирования поглощающих интервалов. / Н.И. Николаев, A.A. Мелехин // Научные исследования и инновации. Научный журнал. Пермь: ПГТУ, 2011. Т.5. №1. -С. 40-44.

50. Николаева Т.Н. ПРОМЫВАЧНЫЕ И ТАМПОНАЖНЫЕ РАСТВОРЫ: Методические указания к лабораторным работам. / Т.Н. Николаева, П.А. Блинов, А.Н. Дмитриев, A.A. Мелехин, P.M. Вафин, А .Я. Закиров // Национальный минерально-сырьевой университет «Горный». СПб, 2012. - 60 с.

51. Поляков В.Н. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин. / В.Н. Поляков, Р.К. Ишкаев, P.P. Лукманов // - Уфа: «ТАУ», 1999. -408 с.

52. Порохняк A.M. Газогидраты криолитозоны в Западной Якутии. / A.M. Порохняк // - М., 1988. - 30 с. - Деп. в ЦНИИЦ ветмет № 1744-88.

53. Радоевич Д. Первичное цементирование в условиях вечной мерзлоты - процесс. / Д. Радоевич, Е. Шафеева // SPE 100816, 2006.

54. Ривкина Е.М. Метан как палеонидикатор динамики мёрзлых толщ. / Е.М. Ривкина, Д.А. Гиличинский // Литология и полезные ископаемые, 1996. №4. - С. 445-448.

55. Ривкина Е.М. Метан в вечномерзлых отложениях Колымо-Индигирской низменности. / Е.М. Ривкина, Д.А. Гиличинский, В.А. Самаркин // Докл. РАН. - 1992. Т. 323. - С. 559-562.

56. Ривкина Е.М. Метан в вечномерзлых породах вне нефтегазоносных регионов: распределение, агрегатное состояние, палеореконструкции и прогноз. / Е.М. Ривкина, Д.А. Гиличинский, С.

МакКейи // тез. докл. конференции. - Пущино, 1995. - С. 90-91.

57. Романовский H.H. Криолитозона и зона гидратов природных газов (проблема взаимоотношения и взаимодействия). / H.H. Романовский // Проблемы геокриологии: сб. науч. тр. Под ред. П.И. Мельникова. - М.: Наука, 1988.-С. 35-41.

58. Старобинец И.С. Экранирующая и проводящая роль пород криолитозоны по отношению к миграционным углеводородам. / И.С. Старобинец, Р.Н. Мурогова // Геология нефти и газа. 1985. № 1. - С. 24-27.

59. Трофимук A.A. Влияние динамики зон гидратообразования на температурный режим горных пород в области распространения криолитозоны. / A.A. Трофимук, Ю.Ф. Макогон, B.C. Якушев // Геология и геофизика. 1986. № 11. - С. 3-10.

60. Чабан П. Д. Выделение метана и углекислого газа из вечномерзлых россыпей. / П.Д. Чабан // Колыма. 1965. № 10. - С. 4-8.

61. Чабан П.Д. О газовых гидратах в вечномерзлых россыпях. / П.Д. Чабан // Колыма. 1991. №6. - С. 18-19.

62. Чистяков В.К. Проблемы повышения качества отбора керновых проб при поисках и разведке месторождений природных газовых гидратов. / В.К. Чистяков // Записки Горного университета. 2009. Т. 183. - С. 311-317.

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

64. Чубик П.С. Практикум по тампонажным материалам. / П.С. Чубик // Томск, изд. ТПУ, 1999. - 82 с.

65. Шахмаев З.М. Технология бурения скважин в осложненных условиях. / З.М. Шахмаев, В.Р. Рахматуллин // Уфа: Китап, 1994. - 264 с.

66. Яковлев A.M. Очистные агенты и оперативное тампонирование скважин: Учебное пособие. / A.M. Яковлев, Н.И. Николаев // Ленинградский

горный институт. Д., 1990. - 98с.

67. Якушев B.C. Природный газ и газовые гидраты в криолитозоне. / B.C. Якушев // - М.: ВНИИГАЗ, 2009. - 192 с.

68. Якушев B.C. Ресурсы и перспективы освоения нетрадиционных источников газа в России / B.C. Якушев, В.А. Истомин, Е.В. Перлова // ВНИИгаз. М., 2002. - 86 с.

69. Якушев B.C. Газовые гидраты в криолитозоне. / B.C. Якушев // Геология и геофизика, 1989. №11. - С. 100-105.

70. Якушев B.C. Одна из возможных причин газовых выбросов в толщах ММП. / B.C. Якушев // Геология нефти и газа, 1989. №4. - С. 45-46.

71. Avlonitis D. Prediction of VL and VLL equilibria of mixtures containing petroleum reservoir fluids and methanol with a cubic EoS. / D. Avlonitis, A. Danesh, A.C. Todd // Fluid Phase Equilibr, 1994. 94: - P. 181-216.

72. Bland R.G. Low Salinity Poly glycol Water-Based Drilling Fluids as Alternatives to Oil-Based Muds. / R.G. Bland, G.L. Smith // SPE/IADC 29378, 1995.

73. Bryan C.C. Preface to the Clathrate Hydrate special issue. / C.C. Bryan // American Mineralogist, 2004. 89: - P. 1153-1154.

74. Changmen M. Clathrate nucleation and inhibition from a molecular perspective. / M. Changmen, C.T. Paul, P.M. Rodger // Canadian Journal of Physics, 2003. 81(1/2): - P. 451-457.

75. Cohen J.H. Hydrate Core Drilling. / J.H. Cohen, Т.Е. Williams, A.G. Kadaster // Tests, 2002. 11: - P. 45-46.

76. Collett T.S. Natural gas hydrates of the Prudhoe Bay and Kuparuk River area, North Slope, Alaska. /T.S. Collett // The American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 1993. V. 77. № 5: - P. 793-812.

77. Collett T.S. Natural gas hydrates on the North Slope of Alaska. / T.S.

Collett // U.S. Geological Survey Final Report, 1991. - 32 p.

78. Collett T.S. Geologic interrelations relative to gas hydrates within the North Slope of Alaska. /T.S. Collett, K.J. Bird, K.A. Kvenvolden, L.B. Magoon // U.S. Geological Survey Open-File Report 88-389, 1988. - 150 p.

79. Dallimore S.R. Scientific Results from JAPEX / JNOC / GSC Mallik 2L-38 Gas Hydrate Research Well, Mackenzie Delta, Northwest Territories, Canada. / S.R. Dallimore, T.U. Chida, T.S. Collett // Geological Survey of Canada Bulletin 544, 1999. - 403 p (32 articles).

80. Davidson D.W. Clathrate hydrates. Comprehensive treatise. Water crystalline hydrates. / D.W. Davidson // Aqueous solutions simple nonelectrolytes / Ed. by F. Franks - New York: Plenum Press, 1973. V. 2. - 115 p.

81. Freij-Ayoub R. A wellbore stability model for hydrate bearing sediments. / R. Freij-Ayoub, C.P. Tan, M.B. Clennell, B. Tohidi, J. Yang // J. Pet. Sei. Eng, 2007. 57: - P. 209-220.

82. Jiang G.S. Polyethylene Glycol Drilling Fluid for Drilling in Marine Gas Hydrates-Bearing Sediments: An Experimental Study. /G.S. Jiang, T.L. Liu, F.L. Ning, Y.Z. Tu, L. Zhang, Y.B. Yu, L.X. Kuang. // Energies. USA, 2011. Vol. 4(1): - P. 140-150.

83. Handa Y.P. Compositions, enthalpies of dissociation and heat capacities in the range 85 to 270 K for clathrate hydrates of methane, ethane and propane and enthalpy of dissociation of isobutane hydrate, as determined by heat-flow calorimeter. / Y.P.Handa // J. Chem. Thermodynamics, 1986. V.18. №10: - P. 915-921.

84. http://ru.wikipedia.org/wiki/BeHHaa_Mep3JiOTa.

85. http://workinfo.com.ua/v-mire/yaponiya-budet-dobyvat-gaz-so-dna-okeana.htm.

86. Jiang G.S. Natural Gas Hydrates Exploration and Development, 1st ed.

/ G.S. Jiang, D. Wang, F.L. Tang, J.L. Ye // China University of Geoscience Press: Wuhan, China, 2002.

87. Kadaster A.G. The Planning and Drilling of Hot Ice # 1 - Gas Hydrate Exploration Well in the Alaskan Arctic. / A.G. Kadaster, K.K. Millheim // SPE 92764, 2005. - P. 1224-1227.

88. Karla S.C. Water-soluble amidetype vinyl polymers as hydrate inhibitors for natural gas and petroleum stream. / S.C. Karla, D.T. Larry, M.L. John // WO, 2005005567, 2005. - P. 552-557.

89. Klauda J.B. Global distribution of methane hydrate in ocean sediment. / J.B. Klauda, S.I. Sandler // Energy Fuels, 2005. №19: - P. 459-470.

90. Kvenvolden K.A. Gas hydrate - geological perspective and global change. /K.A. Kvenvolden//Rev.Geophys, 1993. №31: - P. 173-187.

91. Lederhos J.P. Effective kinetic inhibitors for natural gas. / J.P. Lederhos, J.P. Long // Hydrate Chemical Engineering Science, 1996. 51(8): - P. 1221-1229.

92. Li C.M. Thinking on the gas hydrate drilling. / C.M. Li, R.L. Geng // Exploration Engineering (D rilling & Tunneling ). 2000. 29 (3): - P. 5-8.

93. Przybylinski L., Rivers G.T. Composition and method for inhibition of formation of gas hydrates. / Przybylinski L., Rivers G.T.// US, 6596911, 2003. 12(1):-P. 46-51.

94. Lv J. Optimize the selection by orthogonal experiment method. / J. Lv, J.H. Wang // Water supply and sewerage, 1993. №2: - P. 44-46.

95. Ma G.D., Zhang L. Features and their constraints on exploitation of gas hydrates in Qinghai province. / G.D. Ma, L. Zhang // The Journal of China mining, 2011. №2: - P. 16-20.

96. Makogon Y.F. Natural gas hydrates - a promising source of energy. / Y.F. Makogon // Nature Gas Science and Engineering, 2010. №2: - P. 49-59.

97. Matsumoto R. Occurrence, stucture, and composition of natural gas hydrate recovered from the Blake Ridge, Northwest Atlantic. / R. Matsumoto, T. Uchida, A. Waseda // PAULL С К, MATSUMOTOR, WALLACE P J, et al.

Proceedings of the Ocean Drilling Program, Scientific Results, 2000. №164 : - P. 13-28.

98. Miller S.L. Two clathrate hydrates of dimethyl ether. / S.L. Miller, S.R. Gough, D.W. Davidson // J. Phys. Chem, 1977. 81(23): - P. 2154-2157.

99. Moridis G.J. Numerical Studies of Gas Production From Methane Hydrates. / G.J. Moridis // SPE 87330. 2004. - P. 1744-1751.

100. Nakajima Y. Use of hydrate pellets for transportation of natural gas-II. / Y. Nakajima, T. Takaoki, K. Ohgaki, S. Ota // Proposition of natural gas transportation in form of hydrate pellets in Proc. 4th Int. Conf. Gas Hydrates, 2002.

- P. 987-990.

101. Ning F.L. Исследования свойств буровых растворов на основе воды для бурения на газовые гидраты. / F.L. Ning // Газовая промышленность, 2006. 26(1): - Р. 52-55.

102. Prassl W.F. Mitigating Gas Hydrate Related Drilling Risks A Process

- Knowledge Management Approach. / W.F. Prassl, J.M. Peden // SPE 88529. 2004. - P. 966-970.

103. Ripmeester J.A. A new clathrate hydrate structure. / J.A. Ripmeester, J.S. Tse, C.L. Ratckiffe, B.M. Powell //Nature, 1987. V.325: - P. 135-136.

104. Rodger P.M. Simulation of Surface Melting and Inhibition in Clathrate Hydrates. / P.M. Rodger // 8th International Symposium on Molecular Recognition and Inclusion, Ottawa, Canada, 1994. - P. 285-289.

105. Satoshi T. Crystal lattice size and stability of Type H clathrate hydrates with. Various large-molecul guest substances. / T. Satoshi, H. Akira, U.

Tsutomu // The Journal of Physical Chemistry, 2006. 110 (26): - P. 12943-12947.

106. Shirota H. Measurement of methane hydrate dissociation for application to natural gas storage and transportation. / H. Shirota // Proc. 4th Int. Conf. Gas Hydrates, 2002. - P. 132-137.

107. Sloan E.D. Clathrate hydrates of natural gases. / E.D. Sloan // - N.Y.: Marcel Dekker, 1990. - 641 p.;

108. Sloan E.D. Clathrate hydrates of natural gases. - 2nd ed., Revised and Expanded. / E.D. Sloan // - N.Y.: Marcel Dekker, 1998. - 754 p.

109. Sloan E.D., Koh C.A. Clathrate Hydrates of Natural Gases. 3rd ed. / E.D. Sloan, C.A. Koh // CRC Press, Taylor & Francis Group: Boca Raton, FL, USA, 2008.

110. Sloan E.D. Fundamental principles and applications of natural gas hydrates. / E.D. Sloan // NATURE, 2003. № 426: - P. 353-359.

111. Sloan E.D. Introductory overview: Hydrate knowledge development. / E.D. Sloan // American Mineralogist, 2004. №89: - P. 1155-1161.

112. Tan C.P. Managing Wellbore Instability Risk in Gas-Hydrate Bearing Sediments. / C.P. Tan, M.B. Clennell, B. Tohidi // SPE 92960. 2005. - P. 11251132.

113. Tsuji Y. Japan drills, logs gas hydrate wells in the Nankai Trough. / Y. Tsuji // Oil&Gas Journal. Sept. 12. 2005. Vol. 103. 34: - P. 37-42.

114. Uchida T. Dissociation pressure measurements of methane hydrates in porous media. / T. Uchida, T. Ebinuma, T. Ishizaki // Proceedings of the International Symposium on Methane Hydrates Resources in the Near Future. -Japan, 1998.-P. 253-258.

115. Uchida T. Dissociation condition measurements of methane hydrate in confined small pores of porous glass. / T. Uchida, T. Ebinuma, T. Ishizaki // J. Phys. Chem. B, 1999. V. 103: - P. 3659-3662.

116. Uwe D. Quaternary ammonium polyoxyalkylene esters for inhibition of formation of natural gas hydrates. / D. Uwe, F. Michael // WO, 2003008757. 2003.-P. 2465-2472.

117. Valderrama J.O. A generalized Patel-Teja equation of state for polar and non-polar fluids and their mixtures. / J.O. Valderrama // Chem. Eng. Jpn, 1990. №23: - P. 87-91.

118. Wang T. Characteristics and origins of the gas hydrates in the Muli coalfield of Qinghai. / T. Wang, T.J. Liu, L.Y. Shao // COAL GEOLOGY & EXPLORATION, 2009. 37(6): - P. 26-30.

119. Wu G. Optimization parameter design of cemented backfill strength by orthogonal experiment method. / G. Wu, Y.P. Zhang, Z.K. Zeng // Mining Engineering, 2010. №8 (3): - P. 24-26.

120. Yan J.N. Technology of drilling fluid. / J.N. Yan // China university of petroleum, 2006. - 443 p.

121. Zatsepina O. Experimental study of the stability of CO2 hydrate. / O. Zatsepina, B.A. Buffett // Fluid Phase Equil, 2001. №192: - P. 85-102.

122. Zhang Y.Q. Research and application of gas hydrate drilling technology in land permafrost in China. / Y.Q. Zhang, J.H. Sun, Z.Y. Jia // Exploration Engineering (Drilling & Tunneling), 2010. S(l): - P. 22-26.

123. Zhu Y.H. An overview of the Scientific Drilling Project of Gas Hydrate in Qilian Mountain Permafrost, northwestern China. / Y.H. Zhu, Y.Q. Zhang, H.J. Wen // Geological Bulletin of China, 2011. 30(12): - P. 1816-1822.