Разработка ингибирующего бурового раствора, обеспечивающего устойчивость глинистых разрезов и достоверную интерпретацию результатов геофизических исследований скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат технических наук Филиппов, Евгений Федорович

• Филиппов, Евгений Федорович
• кандидат технических наук
• 2006

Оглавление диссертации кандидат технических наук Филиппов, Евгений Федорович

Введение

1. Современные методы ингибирования гидратации и диспергирования глинистых пород и их соответствие требованиям ГИС

1.1. Методы повышения устойчивости глинистых пород

1.2. Геофизические исследования разрезов скважин и проблемы, связанные с применением ингибирующих буровых растворов

2. Методы и приборы экспериментальных исследований

3. Исследование физико - химических основ управления радиоактивными, электрохимическими, ингибирующими и консолидирующими свойствами буровых растворов

3.1. Влияние калийсодержащих ингибиторов на информативность методов ГИС

3.2. Оценка граничных концентраций калийсодержащих ингибиторов, обеспечивающих информативность геофизических исследований в скважинах

3.3. Электрохимические факторы повышения геофизической информативности в ингибирующих системах ^

3.4 Ингибирующая эффективность гидрофосфатных реагентов

3.5. Консолидирующая способность гидрофосфатных систем

4. Регламентирование показателей свойств, компонентного состава и технологии применения ингибирующего бурового раствора (ИРГИС), обеспечивающего устойчивость глинистых разрезов и достоверную интерпретацию результатов ГИС

4.1. Регламентирование показателей свойств и метрологического обеспечения ИРГИС

4.2. Регламентирование компонентного состава и технологии применения ИРГИС

5. Оценка геолого — технологической и промыслово - геофизической эффективности системы ИРГИС

5.1. Геолого - технологические испытания системы ИРГИС на площадях Краснодарского края

5.2. Технико - экономическая эффективность внедрения ИРГИС при поисково — разведочном бурении на площадях Краснодарского края

5.3. Адаптация технологии ИРГИС к поисково - разведочному бурению на Арктическом шельфе 0,

5.3.1. Разработка технологии консервации морских скважин на Арктическом шельфе

5.3.2. Технико - экономическая эффективность внедрения ИРГИС при поисково - разведочном бурении на Арктическом шельфе

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка ингибирующего бурового раствора, обеспечивающего устойчивость глинистых разрезов и достоверную интерпретацию результатов геофизических исследований скважин»

К настоящему времени выработанность запасов основных нефтегазовых провинций, например, на Северном Кавказе достигает 80%, в регионах Урало — Поволжья до 70%, в Западной Сибири свыше 45%. Наряду с этим степень раз-веданности запасов нефти и газа Дальнего Востока в пределах 15%, Восточной Сибири до 10%, а российского Шельфа около 4%. При таких условиях очевидна целесообразность принятой в 2004г. федеральным правительством долгосрочной программы изучения недр и воспроизводства минерального сырья на период до 2020 года. И в качестве стратегического направления выдвинуто освоение нефтегазового потенциала континентального шельфа, где по экспертным оценкам доступные ресурсы по нефти составляют 9,2 млрд.тн, а по газу -47 трлн. кубометров.

Поэтому в настоящее время вопросы повышения эффективности фундаментальных поисково - разведочных работ, исследования новых перспективных регионов приобретают особую актуальность. Для поисково - разведочного бурения в малоизученных регионах первостепенное значение имеет обеспечение геолого - геофизической информативности, качественное, безопасное и безаварийное проведение геофизических исследований скважин (ГИС), соответствие объема исследований строению и свойствам вскрываемого разреза и содержащихся в нем флюидов.

Наряду с этим буровые растворы должны обеспечивать устойчивость вскрываемых разрезов в течение длительного времени (отбор керна, большие объемы ГИС и исследований в скважинах) и в сложных геолого - технологических условиях (неизвестная литология, экстремальные термо - барические характеристики, флюидопроявления).

Нарушение устойчивости ствола скважины, обусловленное наличием в разрезе высококоллоидальных глин, интенсивно гидратирующихся и диспергирующихся глинистых сланцев является основополагающей причиной осложнений и аварий как эксплуатационного, так и разведочного бурения. Зачастую данная проблема усугубляется вскрытием зон тектонической перемятости и большими углами залегания горных пород.

В основе разупрочнения глинистых интервалов лежат адсорбционные, осмотические и капиллярные процессы гидратации поверхностей глинистых минералов. Обеспечение устойчивости ствола скважины достигается применением специальных типов буровых растворов ингибирующего действия.

Современные исследования в области разработок составов и технологии применения ингибирующих типов буровых растворов направлены на предельное ограничение процессов гидратации и диспергирования глинистых пород. Данная задача может быть решена модификацией дисперсионной среды бурового раствора, модификацией поверхности глинистых минералов, модификацией обменного комплекса глинистых пород, капсулированием пород полимерами.

Технологическая эффективность бурения неустойчивых разрезов в настоящее время решается, как правило, комбинированием указанных приемов борьбы с гидротацией и диспергированием глинистых пород. Однако, общим для всех типов буровых растворов ингибирующего действия остается отрицательное влияние на информативность материалов геофизических исследований скважин.

Практически все этапы строительства скважины неразрывно связаны с исследовательскими работами. Их цель - получение достоверных сведений о вскрываемом разрезе. В комплексе исследовательских работ геофизические методы являются основными и проводятся при строительстве каждой скважины независимо от ее целевого назначения.

Высокая эффективность геофизических методов обусловлена существованием вполне определенных связей между структурой, минеральным составом пород и их свойствами: электрическим удельным сопротивлением, электрохимической активностью, тепловым сопротивлением, плотностью, интервальным временем пробега упругих волн, магнитной восприимчивостью, естественной радиоактивностью.

Выполненные нами специальные исследования в скважинах, проведенный анализ промыслового материала и литературных источников позволили установить, что использование калийсодержащих ингибиторов существенно искажает радиометрические и электрометрические методы ГИС.

Использование кальциевых промывочных систем, образующих на стенках скважин непроницаемые корки, кроме того, приводит к недопустимым искажениям акустических характеристик пород, к совпадению показаний разноглубинных методов каротажных исследований.

Чрезвычайно важными оказываются ограниченные температурные пределы информативности геофизических материалов для безглинистых типов буровых растворов.

Все эти особенности современных типов ингибирующих буровых растворов приводят к искажению геофизических характеристик разрезов скважин, создающих затруднения в применении стандартных методик и приемов интерпретации, вызывающих до 60% потери геофизической информативности и снижает достоверность выделения коллекторов. Становятся невозможными количественные оценки глинистости, пористости, нефтегазонасыщенности, приводящие к опробованию непромышленных объектов, неоправданному спуску эксплуатационных колонн.

Отрицательное влияние ингибирующих типов буровых растворов на геофизическую информативность противоречит Федеральному закону «О недрах» (№ 57-ФЗ), запрещающему недропользователю применять при проводке скважин технологии, промывочные жидкости и режимы проводки скважин, исключающие выполнения обязательного комплекса ГИС, либо снижающие их информативность.

Таким образом, весьма актуальна разработка ингибирующего бурового раствора, обеспечивающего устойчивость глинистых разрезов и достоверную интерпретацию результатов геофизических исследований скважин, направленная на повышение эффективности строительства нефтяных и газовых скважин, преимущественно, при поисково - разведочном бурении.

Правительственная программа изучения недр и воспроизводства минерального сырья на период до 2020 г., направленная на освоение нефтегазового потенциала новых перспективных регионов, в том числе континентального шельфа, подтверждает актуальность выбранного направления исследований.

I. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ИНГИБИРОВАНИЯ ГИДРАТАЦИИ И ДИСПЕРГИРОВАНИЯ ГЛИНИСТЫХ ПОРОД И ИХ СООТВЕТСТВИЕ

ТРЕБОВАНИЯМ ГИС ф Значительная часть осложнений при бурении связана с повышением вязкости буровых растворов, сальникообразованием, нарушением устойчивости ствола скважины и обусловлена наличием в разрезе высококоллоидальных глин, сильно гидратирующихся и легко диспергирующихся глинистых сланцев [1].

Несмотря на значительное количество исследований, посвященных изучению таких осложнений, до настоящего времени нет единого мнения относительно причин их возникновения и оптимальных методов предупреждения.

Это обусловлено сложной зависимостью осложнений от целого ряда факторов,

• имеющих место в скважине (механических, физико-химических), а также от свойств глинисто-аргиллитовых пород (геолого-петрографических, минералогических, физико-химических и др.).

Достаточно долго основными методами борьбы с неустойчивостью стенок скважины считались утяжеление бурового раствора для компенсации напряжений на границе скважина - пласт и применение растворов с минимальной водоотдачей [2, 3]. Однако, на практике эти приемы не всегда давали положительный результат.

В последнее время все большее число исследователей приходит к выводу, что устойчивость глинистых пород в приствольной части скважины зависит, в первую очередь, от химического состава применяемого бурового раствора [4, 5,6, 7, 8, 9, 10, 11].

Установлено, что в основе процессов гидратации и набухания глинистых пород лежат адсорбционные, осмотические и капиллярные силы, определяющие прочность связи воды с другими компонентами в структурированных системах [5, 12]. Основное влияние на протекание указанных процессов и образование гидратных слоев на внешних поверхностях минералов оказывают адсорбционные силы. Действие капиллярных сил ограничено периодом пропитки глинистого материала, а влияние осмотических, при отсутствии полупроницаемой мембраны (в случае значительной проницаемости проб) может носить ограниченный характер [5].

Для снижения интенсивности перехода в раствор выбуренной породы и повышения устойчивости стенок скважины рекомендуется использовать так называемые ингибирующие буровые растворы, содержащие в своем составе специальные ингибирующие добавки, предотвращающие гидратацию, набухание и диспергирование глин [13, 14].

К ингибирующим буровым растворам и реагентам-ингибиторам предъявляется ряд требований:

- высокая ингибирующая способность;

- дешевизна;

- доступность;

- отсутствие заметного влияния на реологические свойства растворов;

- отсутствие отрицательного влияния на каротажные работы.

Последнее из перечисленных требований не является последним по своей значимости. К сожалению, при разработке новых ингибирующих реагентов и буровых растворов исследователи до сих пор не учитывают их влияние на достоверную интерпретацию результатов геофизических исследований скважин.

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Филиппов, Евгений Федорович

выводы

1. На основании аналитических исследований научных публикаций, патентных материалов и опытно - промысловых испытаний определены факторы снижения эффективности промыслово - геофизических исследований скважин при использовании высокоингибирующих типов буровых растворов.

2. Теоретическими и экспериментальными исследованиями определено соответствие гидрофосфатов аммония (ДАФ, АФ) требованиям обеспечения информативности методов ГИС.

3. Установлена способность гидрофосфатов аммония (ДАФ, АФ) обеспечивать комплексное решение проблемы сохранения информативности методов ГИС с высокой эффективностью консолидации и ингибирования процессов гидратации и диспергирования глинистых пород.

4. Регламентированы показатели свойств, компонентный состав и технология применения ингибирующего бурового раствора (ИРГИС), обеспечивающего устойчивость глинистых разрезов и достоверную интерпретацию результатов геофизических исследований скважин.

5. Промысловыми испытаниями подтверждена высокая технико - экономическая и промыслово - геофизическая эффективность разработанной технологии применения системы ИРГИС.

6. Разработанная технология приготовления и применения ингибирующего бурового раствора (ИРГИС), обеспечивающего устойчивость глинистых разрезов и достоверную интерпретациию результатов геофизических исследований скважин, внедрена при бурении 7 поисково - разведочных скважин на площадях Краснодарского края и 17 поисково - разведочных скважин на шельфе Арктических морей.

Суммарный экономический эффект от использования разработанных технологий составил 10,4 млн.руб.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Филиппов, Евгений Федорович, 2006 год

1. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин.-М.: Недра, 1984.-318 с.

2. Шамсиев А.Л. Обвалы пород при бурении нефтяных и газовых скважин. Баку: Азернефтнешр, 1955. - 234 с.

3. Томир Дж. Неустойчивое поведение глинистых пород в стволе скважины и его регулирование путем отбора соответствующих параметров глинистого раствора//Материалы 4-го Международного нефтяного конгресса.- М.: Гостоп-техиздат, 1956.-С. 121-125.

4. Агабальянц Э.Г. Промывочные жидкости для осложненных условий бурения. М.: Недра, 1982. - 184 с.

5. Городнов В.Д. Физико химические методы предупреждения осложнений в бурении. - М.: Недра, 1964. - 229 с.

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

7. Митяев А.Д. Опыт борьбы с обвалами при бурении глубоких скважин в мощных толщах осыпающихся глинистых пород в Башкирии //Тр./УфНИИ. -1970.-Вып. 26. С.124-132.

8. Новиков B.C. Влияние ингибированных растворов на устойчивость глинистых пород при бурении скважин: Дис. .канд. техн. наук. М., 1968. — 124 с.

9. Розенгафт А.В. Оценка ингибирующих свойств буровых растворов для бурения в осложненных условиях //Вопросы повышения скоростей бурения скважин на нефть и газ. Львов, 1980. - С. 39-44.

10. Юсупов И.Г. Физико геологические исследования явлений обвало-образования неустойчивых горных пород при бурении скважин и меры их предупреждения: Автореф. дис. . канд. техн. наук. -М., 1968. -22 с.

11. Пеньков А.И. Промывочные жидкости для бурения в осложненных условиях Туркмении: Дис. канд. техн. наук. М., 1965. - 188 с.

12. Овчаренко Ф.Д. Гидрофильность глин и глинистых материалов. Киев: АН СССР, 1961.-295 с.

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

14. Магомедов М.Е., Орлов А.В. Растворы для бурения в неустойчивых горных породах/Юбзор. инф. Сер.: Бурение. М.:ВНИИОЭНГ, 1981. - 58 с.

15. Электрическая природа осложнений и борьба с ними /А.С.Серяков, Л.К.Мухин, В.З.Лубан и др. -М.: Недра, 1980. 134 с.

16. Кошелев В.Н. Общие принципы ингибирования глинистых пород и заглинизированных пластов //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2004. № 1. - С. 13-15.

17. Drilling and completion fluid: Пат. 478220 США / T.E.Peterson. -Опубл. 25.10.88.

18. Chenevert M.E. Glycerol mud additive provides shale stability //Oil and Gas.J.-1989.-Vol.87.-№ 29. P. 60-61, 64.

19. Green D., Peterson Т.Е. Glycerol based mud system resolves hole slough-ф ing problems //World Oil.- 1989.- Vol. 209. - № 3.- P. 50-51.

20. Зозуля Т.П., Зозуля В.П., Паршукова JI.A. О необходимости применения поликомплексных реагентов при бурении скважин в Западной Сибири //Нефть и газ.- 1997.- № 1.- С. 59-64.

21. Некоторые физико-химические характеристики простых полиэфиров на основе окисей олефинов / Р.Р.Шарифуллин, Д.Х.Сафин, Х.Э.Харлампиди и др. //Химическая промышленность.- 2002.- № 11.- С. 34-38.

22. Фатхутдинов И.Х. Прогнозирование и предупреждение осложнений при бурении глубоких скважин в неустойчивых глинисто-аргиллитовых отложениях: Автореф. дис. канд. техн. наук.- Уфа, 2004.- 24 с.

23. Liquid additive comprising a sulfonated asphalt and processes therefore and therewith: Пат. 5502030 США /B.B.Patel. Опубл. 26.03.96.

24. Андресон Б., Маас А. Буровой раствор нового поколения //Нефть и капитал.- 1997.-С. 93-94.

25. Полигликолевый модификатор буровых растворов: Пат. 2224780 РФ /Г.Ш.Гайфутдинов, Д.Х.Сафин, Л.П.Вахрушев и др. Опубл. 27.02.04.- Бюл. №6.

26. Буровой раствор для бурения в обваливающихся породах: Пат. 2163248 РФ /Б.А.Андресон, Г.П.Бочкарев, И.Х.Фатхутдинов и др. Опубл. 20.02.01.-Бюл. №5.

27. Смазочная добавка для бурового раствора на водной основе: Пат, л 2170243 РФ /В.Н.Умутбаев, Б.А.Андресон, Г.П.Бочкарев и др. Опубл.1007.01.-Бюл. № 19.

28. Беленко Е.В. Разработка и совершенствование систем буровых растворов на основе разветвленных полиалкиленгликолей: Дис. . канд. техн. наук.- Краснодар, 2001.- 110 с.

29. Реагент для химической обработки буровых растворов: Пат. 2163615 РФ /А.И.Пеньков, Л.П.Вахрушев, В.Н.Кошелев и др. Опубл. 27.02.2001.- Бюл. №6.

30. Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов: Пат. 2168531 РФ /А.И.Пеньков, В.Н.Кошелев, В.А.Куксов и др. Опубл. 10.06.2001.- Бюл. № 16.

31. Кошелев В.Н. Промысловые испытания буровых растворов для первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов //Бурение и нефть.-2003.-№ 1-С. 32.-36.

32. Разработка и внедрение полипропиленгликолевого бурового раствора: Отчет о НИР (промежут.)/ ОАО НПО «Бурение»; Руковод. работы В.Н.Кошелев.- Дог. № Д371-99/99.03.99.- Краснодар, 1999.- 67 с. Исполн. Бе-ленко Е.В.

33. Enright D.P., Dye В.М. New fluid system substitutes for oil-based fluids //World Oil.- 1991.- № 3.- P. 92-97.

34. Миллер М.Г., Городнов В.Д. Набухание бентонита в водных растворах кремнийорганических соединений // Изв.вузов: Нефть и газ,- 1986.- № 8.- С. 23-28.

35. Буровой раствор для бурения скважин в обваливающихся породах: А.С. 899626 СССР /Г.П.Бочкарев, Б.А.Андресон, К.А.Минхайров и др. Опубл. 23.01.82.- Бюл. № 3.

36. Жидкость для приготовления промывочной суспензии глины, используемой при бурении скважин: А.С. 753886 СССР /И.Ю.Хариев.- Опубл. 07.08.80,- Бюл. № 29.

37. Промывочная жидкость: А.С. 1237694 СССР /Ю.Г.Доценко, Л.В.Недосенко, М.И.Солодовникова и др. Опубл. 15.06.86.- Бюл. № 22.

38. Промывочная жидкость для бурения глинистых пород: А.С. 908783 СССР /Е.Ф.Энштейн, А.Н.Давиденко, Н.А.Дудля.- Опубл. 28.02.82.- Бюл. № 8.

39. Буровой раствор: А.С. 1460069 СССР /А.У.Шарипов, С.И.Долганская, Л.А.Ковалева Опубл. 23.02.89.- Бюл. № 7.

40. Буровой раствор: А.С. 1390236 СССР / Р.Р.Лукманов, Р.З.Лукманов, Г.А.Небит и др. Опубл. 23.04.88.- Бюл. № 15.

41. Реагент для обработки технологических жидкостей, используемых в нефтедобывающей промышленности, и способ его получения: Пат. 2181370 РФ /А.И.Миков. Опубл. 20.04.02. - Бюл. № 12.

42. Махоро В.А., Каменщиков Ф.А. Новые смазочные добавки для буровых растворов // Бурение и нефть.- 2003.- № 2 С. 14-17.

43. Буровой раствор: Пат. 2245895 РФ /С.А.Рябоконь, С.А.Гарьян, Л.П.Кузнецова и др. Опубл. 10.02.05. - Бюл. № 4.

44. Смазочная добавка для буровых растворов ФК-1: Пат. 2130475 РФ /С.А.Гарьян, Л.П.Кузнецова, Ю.Н.Мойса и др. Опубл. 20.05.99. - Бюл. № 14.

45. Буровой раствор: А.С. 933694 СССР /И.Ю.Хариев.- Опубл. 07.06.82.-Бюл. № 21.

46. Муняев В.М., Брннцев А.И., Хачатуров И.Е. Повышение ингибирующих свойств буровых растворов и улучшение их очистки //Тр. /СевКавНИПИнефть.- 1985.- № 43.- С.20-25.

47. Андресон Б.А. Разработка и внедрение физико-химических методов и технологических процессов для повышения эффективности бурения и заканчи-вания скважин в сложных условиях: Дис. . д-р техн. наук.- Краснодар, 1999.434 с.

48. Исследование эффективности действия комплексонов на буровые растворы /В.М.Лимановский, Н.А.Масюкова, С.А.Гарьян и др. //Нефтяное хозяйство.- 1985.-№ 12.- С. 17-19.

49. Применение фосфоновых комплексонов в буровых растворах /С.А.Гарьян, Б.Ф.Егоренко, Н.А.Масюкова и др. //Обзор, инф. Сер.: Техника и технология бурения скважин.- М.: ВНИИОЭНГ,- 1988,- 62 с.

50. Результаты применения недиспергирующих буровых растворов на основе акриловых полимеров/ А.И.Пеньков, В.И.Рябченко, Е.Ф.Филиппов и др. //Нефтяное хозяйство.- 1988.- № 11.- С. 8-10.

51. Буровой раствор: А.С. 1216193 СССР /С.А.Гарьян, Б.Ф.Егоренко, В.М.Лимановский и др. Опубл. 07.03.86.- Бюл. № 9.

52. Способ обработки полимерглинистого бурового раствора: Заявка 94015932 РФ /С.И.Долганская, А.У.Шарипов, С.Г.Петухова.- Опубл. 27.02.96.-Бюл. № 6.

53. Буровой раствор: Пат 2103311 РФ /Г.П.Зозуля, Ю.С.Кузнецов, В.П.Овчинников. Опубл. 27.01.98. - Бюл. № 3.

54. Jones R.D. Troublesome shale formations require inhibitive mud //Oil and Gas. J.- 1981.- Vol. 79.- № 20.- P. 55-58.

55. Результаты применения полимерного ингибированного бурового раствора /А.Г.Розенгафт, З.Ю.Глинковская, М.Я.Червиц и др. //Нефтяное хозяйство.- 1989,-№7.-С. 23-26.

56. Эмульсионный буровой раствор: Пат. 2213761 РФ /Г.Г.Мурзагулов, Б.А.Андресон, Р.М.Гилязов и др. Опубл. 10.10.03.- Бюл. № 28.

57. Способ заканчивания скважин: Пат. 2156859 РФ /О.А.Лушпеева, А.И.Пеньков, В.Н.Кошелев.- Опубл. 27.09.2000.- Бюл. № 27.

58. Буровой раствор: А.С. 823410 СССР /Н.А.Мариампольский, НЛ.Левик, З.С.Ковалева и др. Опубл. 23.04.81.- Бюл. № 15.

59. Способ обработки бурового раствора: Пат. 2243250 РФ /О.Н.Обозин, Е.О.Обозина,- Опубл.27.12.04.- Бюл. № 36.

60. Use of potassium hydroxide solutions in a well bore: Пат. 4284140 США /R.D.Sydansk, F.S. Cordiner.- Опубл. 18.08.81.

61. Буровой раствор: Заявка 96102437 РФ /Д.А.Галян, Н.П.Чадина, В.И.Игошкин и др. Опубл. 20.08.98,- Бюл. № 23.

62. Разработка и промышленные испытания нового типа полимеркалие-вого бурового раствора / В.Г.Витрик, Е.Р.Мрозек и др. //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.- 1997.- № 8-9.- С. 19-21.

63. Corley W.T., Dorsey D.L., Venus T.L. Spotting technique, new potassium -polymer blend give inexpensive shale inhibition //Oil and Gas. J.- 1986.- Vol. 84.-№4.- P. 116-126.

64. Well drilling and completion fluid composition: Пат. 4536297 США /R.E.Loftin, A.I.Son. Опубл. 24.04.85.

65. Исследование технологических показателей формиат -глинистых систем буровых растворов / Л.П.Вахрушев, В.Н.Кошелев, Е.В.Беленко и др. //Сб.научн.тр./ОАО «БашНИПИнефть».- 2000.- Вып. 100.- Ч. 2.- С. 145-152.

66. Hudson С.Е. Low-chlorides mud limits disposal costs //Oil and Gas. J. -1986.- Vol. 84.- № 10. P. 50-52.

67. Gillenwater K.E., Ray C.R. Potassium acetate adds flexibility to drilling muds //Oil and Gas. J.- 1989.- Vol. 87.- № 12.- P. 99-102.

68. Treating shale and clay in hydrocarbon producing formation with combinations of guar and potassium formate: Пат. 6454005 США /K.W.Smith.- Опубл. 24.09.2002.

69. Никологородская E.A. Влияние адсорбции водорастворимых полимеров на устойчивость коллоидных дисперсий: Дис. . канд. хим. наук.- М., 1990.- 147 с.

70. Федосов Р.И., Вахрушев Л.П., Пеньков А.И. Новые загустители для безглинистых и малоглинистых буровых растворов //Нефтяное хозяйство.-1990.- №3.- С. 24-27.

71. Вейцер Ю.И., Минц Д.М. Высокомолекулярные флокулянты в процессах очистки природных и сточных вод.- М.: Стройиздат, 1984.- 200 с.

72. Oil well treating method and composition: Пат. 4462718 США /Н.С.Мс-Laughlin, B.E.Hall.- Опубл. 31.07.84.

73. Бабенков Е.Д. Очистка воды коагулянтами.- М.: Наука, 1977.- 356 с.

74. Замена буровых растворов на нефтяной основе экологически более чистыми растворами на основе катионных полимеров //Защита от коррозии и охрана окружающей среды.- 1994.- № 8.- С. 22-27.

75. Good drilling results with cationic fluid //Ocean Industry.- 1992,- Vol. 27.-№3.- P.64.

76. Valenziano R., Bale P., Sketchier B. Cationic drilling fluid improves ROP in reactive formations Hemphill terry //Oil and Gas. J.- 1992,- Vol. 90.- № 23.- P. 6065.

77. Cationic polymer drilling fluid can sometimes replace oil-based mud // Ocean Industry.- 1992.- Vol. 27.- № 3.- P.61.

78. Polymeric drilling fluid: Пат. 579797 Австралия /G.M.Bol.- Опубл. 08.12.88.

79. Clay stabilizing composition for oil and gas well treatment: Пат. 5152906 США /W.C.Aften, R.K.Gabel.- Опубл. 06.10.92.

80. Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration: Пат. 5350740 США /A.D.Patel, H.C. McLaurine.- Опубл. 27.09.94.

81. Городнов В.Д., Артамонов В.Ю., Коновалов Е.А. Получение полимерных буровых растворов на основе КМЦ //Нефтяное хозяйство.- 1986.- № 1.-С. 25-28.

82. Process and agents for controlling the swelling of clays in the presence of sea-water and clay-based muds: Пат. 4666613 США /I.Shapira, I.Vincent, M.Marley etal.- Опубл. 19.05.87.

83. Ингибированный полимер-глинистый буровой раствор на основе реагента К-100 для бурения в глинисто-песчаном комплексе горных пород /В.Ю.Лищук, М.М.Акодис, В.В.Гричка и др. //Бурение и нефть.- 2003.- № 2 С. 18-21.

84. Меденцев С., Крецул В., Куксов В. «Силдрил» раствор на водной основе с ингибирующими способностями раствора на углеводородной основе //Технологии ТЭК.- 2003.- № 6,- С. 43-44.

85. Арсланбеков А.Р., Аханкин О.Б., Кошелев В.Н. Технико технологические показатели проводки пологих скважин с использованием ингибирующего бурового раствора «SILDRIL» //Сб. научн. тр. /ОАО НПО «Бурение».- Краснодар, 2004.- Вып. 11.- С. 60-72.

86. Complex inhibitor drilling mud for drilling deep wells in complicated conditions /B.A.Andreson, A.F.Maas, A.I.Penkov et al. //Petroleum Engineer.- 1999.-№8-P. 51-57.

87. Successfully drilled unstable formations /B.A.Andreson, A.F.Maas, O.G.Isaenco et al. // Hart's E&P.- 2001.- May.- № 71.- P. 71-73.

88. Рациональная технология применения зарубежных акриловых полимеров при бурении скважин на месторождениях Среднего Приобья /К.Ш.Овчинский, В.Н.Артемова, Д.Л.Мухин и др. //Тр./ВНИИБТ.- 1989.- Вып. 67.- С. 89-95.

89. Кошелев В.Н. Научные и методические основы разработки и реализации технологии качественного вскрытия продуктивных пластов в различных геолого-технических условиях: Дис. . д-р техн. наук.- Краснодар, 2004.- 403 с.

90. Potassium drilling mud: Пат. 0248495 ЕПВ /G.Radenti, S.Palumbo, G.Zucca.- 0публ.09.12.87.

91. Буровой раствор для бурения в обваливающихся породах и вскрытия продуктивных пластов: Пат. 2242492 РФ /И.Х.Фатхутдинов, Б.А.Андресон, Г.П.Бочкарев и др. Опубл. 20.12.04. - Бюл. № 35.

92. Голикова Н.А. Разработка полимерных комплексных реагентов для систем буровых растворов недиспергирующего типа: Дис. . канд. техн. наук.-Краснодар, 1992.- 197 с.

93. Kennedy G.L. Potassium-based drilling mud holds problem shale in tests //Oil and Gas. J.- 1973.- Vol.71.- № 31.- P. 110-112.

94. Mondshine T.C. Tests show potassium-mud versatility //Oil and Gas. J.-1974.-№ 16.- P.120-122.

95. Методика оценки ингибирующих свойств буровых растворов: РД 392-813-82 //ОАО «НПО «Бурение».- Краснодар, 1982.- 3 с.

96. Мухер А.А., Шакиров А.Ф. Геофизические и прямые методы исследования скважин. М.: Недра, 1992. - 336 с.

97. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. -М.: Недра, 1985. 310 с.

98. Антонов К.В., Лукманов P.P. Влияние полимерных буровых растворов на качество вскрытия продуктивных пластов и информативность геофизических исследований разреза скважин. Тюмень: ЗапСиббурНИПИ, 1996. - 59 с.

99. Шарипов А.У., Антонов К.В., Лукманов P.P. Разработка и применение полимерных растворов при бурении и заканчивании глубоких скважин. — Уфа: Тау, 2003.- 164 с.

100. Козяр В.Ф., Ручкин А.В., Яценко Г.Г. Геофизические исследования подсолевых отложений при аномальных пластовых давлениях. М.: Недра, 1983.-208 с.

101. Молчанов А.А. Измерение геофизических и технологических параметров в процессе бурения скважин. -М.: Недра, 1983. 189 с.

102. Методика контроля параметров буровых растворов: РД 39-00147001773-2004 //ОАО НПО «Бурение»/.В.И.Демихов Краснодар, 2004. - 136 с.

103. Инструкция по усовершенствованной технологии регулирования структурно — механических свойств утяжеленных буровых растворов: РД 39-0147009-704-87Р/Л. А.Свиридов- Краснодар, 1987.- 16 с.

104. Инструкция по рецептурам, технологии приготовления и химической обработке буровых растворов: РД 39 0147009 - 734 - 89 //ВНИИКР-нефть, ВНИИБТ /А.И.Пеньков, В.Н.Кошелев, М.И.Липкес - Краснодар, 1989. -212 с.

105. Инструкция по применению ингибирующего бурового раствора для бурения скважин в глинистых отложениях, ослабленных тектоническими нарушениями: РД 39-0147009-6.029-86 /А.И.Пеньков, Е.Ф.Филиппов Краснодар, 1986.-20 с.

106. Филиппов Е.Ф., Гаврилова Л.В., Пенжоян А.А. Выбор системы бурового раствора для бурения зон тектонически нарушенных горных пород // Сб. научн. тр./ОАО НПО «Бурение»: Совершенствование техники и технологии промывки скважин. Краснодар, 1988. - С. 35-38.

107. Буровой раствор: Пат. 1708823 РФ/А.И.Пеньков, Н.П.Левик, Е.Ф.Филиппов и др.- Опубл. 30.01.92 Бюл. № 4.

108. Пеньков А.И., Филиппов Е.Ф., Филиппов В.Ф. Выбор показателя фильтрации бурового раствора для условий высоких температур в целях предупреждения прихватов под действием перепада давления./ЭИ Бурение. 1985. -№5.-С. 13-16.

109. Пеньков А.И., Филиппов Е.Ф., Никитин Б.А. Методы регламентирования свойств буровых растворов для горизонтальных скважин//Сб. научн. тр./ ОАО НПО «Бурение». Краснодар, 1998. - Вып. 1. - С. 9-15.

110. Рябоконь С.А., Пеньков А.И., Кошелев В.Н., Расстегаев Б.А. Выбор бурового раствора и проектирование его свойств. // Сб. научн. тр./ ОАО НПО «Бурение». Краснодар, 2002. - Вып. 7. - С. 3-14.

111. Филиппов Е.Ф. Выбор критериев оценки консолидирующей активности буровых растворов для обеспечения устойчивости тектонически нарушенных и слабосвязанных горных пород// Сб. научн. тр. /ОАО НПО «Бурение».- Краснодар, 2004. Вып. 11. - С. 291-294.

112. Буровой раствор: Пат. 1451155 РФ/Е.Ф.Филиппов, А.И.Пеньков,

113. Н.П.Левик и др. Опубл. 1989. - Бюл. № 2.

114. Порошкообразный реагент для обработки буровых растворов на водной основе: Пат. 1765150 РФ/И.В.Чеников, Е.Ф.Филиппов, А.И.Пеньков и др. -Опубл. 1992. Бюл. № 36.

115. Реагент для обработки глинистых буровых растворов: Пат. 1645279 ■ РФ/Л.П.Вахрушев, Ю.Н.Мойса, Е.Ф.Филиппов и др. Опубл. 1991. - Бюл. №16.

116. Порошкообразный реагент для обработки буровых растворов: Пат. 1766938 РФ / А.И.Пеньков, Л.В.Гаврилова, Е.Ф.Филиппов и др. Опубл. 1992. -Бюл. № 37.

117. Итенберг С.С. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. — М., Недра, 1972. 312 с.

118. Инструкция по применению ингибирующего бурового раствора, обеспечивающего надежную интерпретацию результатов ГИС: РД 39-0147009701-87 Р/ А.И.Пеньков, Е.Ф.Филиппов, Н.П.Левик Краснодар, 1987. - 17 с.

119. Мнацаканян О.С., Таныгин И.А., Борисов А.В. Состояние нефтегазо-поисковых работ на шельфе Западной Арктики России// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2005. - № 3. - С. 13-14.

120. Инструкция по приготовлению и применению консервационной спецжидкости для морских скважин (КСЖ)/ А.И.Пеньков, Е.Ф.Филиппов -Мурманск, 1991. 8 с.

121. Филиппов Е.Ф., Морозов С.Ю., Чернов Д.В. Зарубежный опыт изоляционных работ в проницаемых пластах морских скважин с использованием полимерных тампонов перекрывателей // Сб. научн. тр./ ОАО НПО «Бурение». - Краснодар, 2004.-Вып. 11.-С. 122-130.

122. Инструкция по применению ингибирующего бурового раствора, обеспечивающего получение качественных материалов комплекса ГИС (ИРГИС для морского бурения): РД 39-0147009-726-88Р/ А.И.Пеньков, Е.Ф.Филиппов Мурманск, 1991.-21 с.

123. Филиппов Е.Ф. Разработка ингибирующих буровых растворов, обеспечивающих качественное выполнение ГИС в скважинах Арктического шельфа// Сб. научн. тр. / ОАО НПО «Бурение» Краснодар, 2004. - Вып. 11. - С. 282-290.

124. Филиппов Е.Ф., Нифонтов Ю.А., Николаев Н.И. Управление реологическими свойствами буровых растворов /Сб. научн. тр./ ОАО НПО «Бурение». Краснодар, 2004. - Вып. 12. - С. 83-95.

125. Отечественные полимеры для бурения и заканчивания нефтяных и газовых скважин/Ю.А. Нифонтов, Н.И.Николаев, Е.Ф.Филиппов и др // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2005. - № 3. - С. 26-29.