Совершенствование качества технологических жидкостей для первичного вскрытия продуктивных пластов и глушения скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат технических наук Конесев, Василий Геннадьевич

• Конесев, Василий Геннадьевич
• кандидат технических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат технических наук Конесев, Василий Геннадьевич

СОДЕРЖАНИЕ

стр.

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. Обзор исследований в области совершенствования технологических

жидкостей для первичного вскрытия продуктивных пластов и глушения

скважин

1.1. Особенности современных технологий первичного вскрытия продуктивных пластов и глушения скважин

1.2. Методы и средства улучшения свойств технологических жидкостей для первичного вскрытия продуктивных пластов

1.3. Методы и средства улучшения свойств технологических жидкостей для глушения скважин

1.4. Методические особенности исследований улучшения качества технологических жидкостей для первичного вскрытия и глушения продуктивных пластов

1.5. Выводы к главе 1. Постановка цели и задач исследований

ГЛАВА 2. Обоснование выбора методов исследований

2.1. Принципы выбора методов исследования

2.2. Методы изучения блокирующих свойств технологических жидкостей

2.3. Методы изучения триботехнических свойств технологических жидкостей

2.4. Методы изучения коркообразующих свойств технологических жидкостей

2.5. Методика изучения ингибирующих и гидрофобизирующих свойств технологических жидкостей

2.5.1. Методика измерения капиллярного поднятия (давления) и капиллярной пропитки

2.5.2. Методика определения набухания глин

2.6. Методика изучения поверхностно-активных свойств технологических жидкостей

2.7. Методика изучения антикоррозионных свойств технологических

жидкостей

2.8. Методики измерения общетехнологических и физико-химических

свойств технологических жидкостей

2.9. Выводы к главе 2

ГЛАВА 3. Комплексное улучшение свойств технологических жидкостей

для первичного вскрытия продуктивных пластов

3.1. Постановка задачи

3.2. Теоретические предпосылки и обоснование выбора компонентного состава реагентов комплексного действия

3.3. Изучение влияния различных реагентов на противоизносные и антифрикционные свойства промывочных жидкостей

3.4. Изучение влияния различных реагентов на антифрикционные свойства промывочных жидкостей для снижения затяжек инструмента и прихватоопасности в скважинах

3.5. Изучение влияния реагентов на устойчивость стенок стволов скважин и качество вскрытия продуктивных пластов

3.6. Выводы к главе 3

ГЛАВА 4. Совершенствование технологии глушения скважин при ремонтных работах в скважинах улучшением качества технологических жидкостей

4.1. Постановка задачи

4.2. Обоснование компонентного состава концентрата технологической жидкости для глушения скважин

4.3. Сравнительная оценка эффективности целевых свойств состава глушения на основе реагента ТЖ-К2

4.4. Выводы к главе 4

ГЛАВА 5. Промысловые испытания и внедрение реагента

комплексного действия

5.1. Постановка задачи

5.2. Технология глушения скважин жидкостью на основе

концентрата ТЖ-К2

5.3. Анализ результатов промысловых испытаний и внедрения технологических жидкостей на основе концентрата ТЖ-К2

5.4. Выводы к главе 5

Основные выводы и результаты

Список литературы

Приложения

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование качества технологических жидкостей для первичного вскрытия продуктивных пластов и глушения скважин»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. Важные тенденции развития нефтегазовой отрасли страны связаны со строительством скважин с большими и сверхдальними отходами, вскрытием продуктивных пластов горизонтальными стволами в условиях возрастающих требований к экологической безопасности создаваемых эксплуатационных объектов. В связи с неизбежным увеличением продолжительности основных этапов и операций на завершающей стадии строительства скважин, связанных с первичным вскрытием, креплением стенок ствола и проведением ремонтно-восстановительных работ в продуктивных пластах для сохранения их естественной проницаемости, требуется разработка более современных технических средств и технологий. В совершенствовании технологий заканчивания скважин большая роль принадлежит буровым промывочным и тампонажным растворам, а также жидкостям глушения скважин, используемым при ремонтно-восстановительных работах. Улучшение их качества в настоящее время достигается ограничением или исключением содержания в них твёрдой фазы, повышением степени сродства фаз в системе «жидкость - газ - твёрдое тело», усилением ингибирующей, пассивирующей и гидрофобизирующей способностей применяемых специальных реагентов и др.

В связи с увеличением объёмов бурения наклонно-направленных скважин с большими отходами и очевидным ростом затрат энергии на трение, нашли широкое применение смазочные добавки, ориентированные по назначению в основном на профилактику затяжек и прихватов. При этом несколько недооценивается роль смазочных добавок как средства ускорения работ в продуктивных пластах с целью сохранения потенциальной продуктивности. Научные основы совершенствования технологических жидкостей, используемых в современном нефтегазовом деле, предусматривают концепцию последовательного применения на каждом этапе заканчивания скважин улучшающих, облагораживающих их свойства реагентов, повышающих в конечном счёте эксплуатационные показатели скважин.

Цель работы. Разработка и внедрение реагентов многоцелевого действия, направленных на повышение качества первичного вскрытия и глушения продуктивных пластов.

Основные задачи работы.

1. Обосновать целевые функции компонентов и комплекс методов их изучения при разработке реагентов многоцелевого действия с целью улучшения гидрофобизирующих, коркообразующих, поверхностно-активных, триботехнических и антикоррозионных свойств технологических жидкостей.

2. Обосновать выбор компонентного состава комплексного реагента с целью улучшения качества первичного вскрытия продуктивных пластов.

3. Обосновать выбор состава жидкости глушения скважин.

4. Разработать техническую документацию и провести промысловые испытания.

Научная новизна.

1. Установлено, что для улучшения свойств глинистых и безглинистых промывочных жидкостей на водной основе, используемых при первичном вскрытии продуктивных пластов, в составе многофункционального реагента предпочтительно содержание компонентов с гидроксильной, карбоксильной и сульфидной группами.

2. Показано, что для улучшения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных коллекторов на этапе глушения скважин перед выполнением ремонтных работ в составе концентрата технологической жидкости предпочтительно наличие компонентов с одно-, двухатомными и диоксановыми спиртами.

3. Обоснована методология и реализовано техническое обеспечение исследования антифрикционных свойств фильтрационных корок промывочных жидкостей, позволяющие определять статический и динамический коэффициент трения пары «металл-корка»

Практическая значимость результатов.

По результатам выполненных исследований разработаны:

- концентрат технологической жидкости ТЖ-К2 (пат. РФ.2260112) для состава глушения, прошедший промысловые испытания при ремонте скважин УИРС ООО «Уренгойгазпром»;

прибор ФСК-2М и методика экспериментальных исследований внедрены в обучающий процесс на кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин» Уфимского государственного нефтяного технического университета по дисциплинам «Буровые промывочные и тампонажные растворы», «Управление свойствами промывочных жидкостей».

Глава 1. Обзор исследований в области совершенствования технологических жидкостей для первичного вскрытия продуктивных

пластов и глушения скважин.

1.1. Особенности современных технологий первичного вскрытия продуктивных пластов и глушения скважин.

При первичном вскрытии продуктивного пласта происходит его дестабилизация под действием механических, гидродинамических и физико-химических факторов. К основным процессам, сопровождающим дестабилизацию пористого пространства пласта, относят эрозию, гидратацию (сольватацию), ионный обмен и формирование экрана [84]. Указанные процессы инициируют различные межфазные реакции взаимодействия в пористом пространстве, оказывают неоднозначное, за исключением экранирования пор, влияние на эффективную проницаемость пластов. Причины снижения естественной проницаемости продуктивных пластов изучены достаточно хорошо, они описаны в многочисленных работах отечественных и зарубежных исследователей [8, 9, 14, 21, 24, 26, 33]. Знание этих причин позволяет правильно выбрать конкретные меры профилактики, повысить их эффективность. Снижение проницаемости пород продуктивных пластов при поступлении в пласт водных фильтратов может быть вызвано перекрытием или сужением каналов водными, а чаще водополимерными граничными слоями, дополнительным сопротивлением движению жидкости из пласта в скважину при возникновении капиллярных давлений и многофазных потоков [25,43,45,47].

Достаточно широко распространёнными причинами снижения проницаемости коллекторов являются так называемое «загрязнение» глиной, механическими примесями, глобулами возникающих в пористом пространстве эмульсий [33, 43]. Из-за изменения термобарических условий в системе «пласт-скважина» перекрытие пор приствольной части горных пород может быть вызвано образующимися гидратами и асфальто-смолопарафиновыми отложениями [8, 97, 124, 125]. Эти явления могут иметь место как на завершающих стадиях заканчивания скважин (временная консервация скважин

при кустовом бурении, ремонтно-восстановительные работы), так и при их эксплуатации.

В целом ухудшение коллекторских свойств призабойной зоны пласта (ПЗП) обусловлено литологическим составом, строением пород коллектора, физико-химическими свойствами пластовых флюидов, а также воздействием технологий вскрытия пласта, эксплуатации скважин и ремонтных работ. Как правило, выбор той или иной технологии выполнения конкретных работ с продуктивными пластами тесно увязывается с природными условиями их залегания. Наиболее важными составляющими этих технологий, существенно влияющих на продуктивность коллекторов, являются состав и физико-химические свойства технологических жидкостей (промывочные и тампонажные буровые растворы, жидкости для перфорации и глушения скважин), а также различные по величине, частоте и длительности воздействия, прежде всего гидродинамические, в системе «скважина-пласт» [81, 139].

Анализ многочисленных исследований в области улучшения коллекторских свойств продуктивных пластов показывает на общность механизмов снижения их проницаемости на всех этапах заканчивания скважин, включая первичное вскрытие, цементирование, перфорацию, освоение, глушение, ремонтно-восстановительные работы и временную консервацию скважин при кустовом бурении. К основным механизмам (причинам) снижения естественной проницаемости продуктивных пластов относят различные виды блокировок их пор (каналов): 1) водой; 2) глиной; 3) глобулами эмульсий; 4) нерастворимыми осадками; 5) полимер-дисперсными системами; 6) асфальто-смолопарафиновыми отложениями; 7) механическими частицами, включая шлам, цемент; 8) продуктами бактериального разложения.

При этом продуктивный пласт подобен живому организму, который постоянно находится под воздействием переменных как по величине, так и по знаку потенциалов: механического (изменение напряженного состояния горных пород), химического, электрохимического, термобарического, термодинамического (изменение поверхностной энергии, капиллярные

явления) и электрокинетического. Являясь, по сути, сложной дисперсной системой, продуктивный пласт, прежде всего его пористое пространство, находится под влиянием различных поверхностных явлений: адсорбции, адгезии, смачивания, образования двойных электрических слоев, капиллярности и др. [128, 129]. Рассмотрим несколько подробнее механизмы перечисленных выше блокировок проницаемых каналов (пор) продуктивного пласта и связанные с ними особенности технологий производства работ на различных этапах заканчивания скважин. Предварительно уточним, что при рассмотрении механизмов блокировки пор водой под термином «вода» имеются в виду водные молекулярные (истинные) растворы солей, поверхностно-активных веществ (ПАВ) и других молекулярно растворимых реагентов.

Блокировка пор водой. Выделяются три основных механизма: 1) возникновение многофазного течения; 2) возникновение капиллярных давлений, равнодействующая которых направлена внутрь пласта при смачивании поверхностей капилляров (пор) водой; 3) сужение проходных сечений пор за счёт образования на их поверхности граничных, прочносвязанных слоёв. При поступлении в пласт водных технологических жидкостей или их фильтратов в результате репрессии происходит оттеснение нефти от ствола скважины, а при вызове притока созданием депрессии возникает многофазное течение, в результате чего проницаемость пласта по нефти снижается [43, 24, 34].

По Лапласу капиллярные давления равны:

2а

где а - межфазное поверхностное натяжение, Я - радиус мениска;

или

2ОСОБв

р =-, (1)

г

где в - краевой угол смачивания, г - радиус поры.

Капиллярные давления могут оказать существенное отрицательное влияние на проницаемость продуктивных пластов за счёт проявления эффекта Жамена [33, 43] и набухания глинистого компонента в порах при капиллярном всасывании воды глиной [33], имеющей на один - два порядка меньший размер пор по сравнению с размерами пор даже малопроницаемых продуктивных коллекторов [4, 25, 83]. Образование на поверхностях проницаемых каналов граничных гидратных, сольватных или полимердисперсных слоёв также существенно влияет на снижение проницаемости продуктивных пластов [8, 25].

Блокировка пор глиной. Известно, что в составе пород продуктивных пластов практически всегда содержатся глинистые минералы, т.е. пласты являются полимиктовыми. Содержание глины в полимиктовых коллекторах достигает 10-30% [55, 124], и находится она в виде цементирующего компонента и наростов на стенках пор. Глина также может быть внесена в пористые пространства пластов фильтратом технологической жидкости. Существенной особенностью глинистых минералов является способность их к набуханию при пропитке жидкостями. Глинистые минералы группы монтмориллонита при пропитке водой могут в десятки раз увеличиваться в объёме, а прочность связи воды ближней гидратации с поверхностью глины достигает сотен тысяч атмосфер [25, 51, 53]. Набухшие гидратированные частицы глины могут практически необратимо снижать проницаемость коллекторов. Мельчайшие частицы глин в составе полимердисперсных систем благодаря наличию ионогенных групп в полимерной цепи могут образовывать прочную связь с поверхностью пор и трещин, сужать и перекрывать их проходное сечение [24, 33].

Блокировка глобулами эмульсий. Для возникновения водонефтяных эмульсий в продуктивных пластах имеются все необходимые условия: вода может поступать в пласт из водоносных пластов, из технологических жидкостей на водной основе, в которых функции эмульгаторов выполняют многие поверхностно-активные реагенты, а также ПАВ, содержащиеся в нефтях. Перемешивание фаз происходит в процессе фильтрации водонефтяных

смесей. Активирует образование эмульсий температура. Внутри пористого пространства могут образовываться глобулы, размер которых сопоставим с размерами пор, и при вызове притока они способны закупоривать их [ 44, 49].

Блокировка нерастворимыми осадками. При взаимодействии фильтратов технологических жидкостей с пластовыми флюидами в пористом пространстве возможны реакции с образованием нерастворимых осадков, способных блокировать поры [115]. Например, некоторые анионактивные ПАВ, типа сульфонатриевой соли, при взаимодействии с поливалентными катионами пластовых вод образуют смолоподобные осадки. В современной буровой технологии в безглинистых водополимерных растворах для сокращения расхода полимеров и расширения области применения широко используют комплексообразователи на основе солей поливалентных металлов, в т.ч. сульфатов алюминия [80], которые не рекомендуется применять при работе с продуктивными пластами в связи с образованием в порах гипса.

Блокировка полимер-дисперсными системами (ПДС) Эти системы достаточно хорошо изучены и широко применяются для регулирования процессов заводнения послойно неоднородных пластов и увеличения нефтеотдачи [24, 25]. При этом используется способность ПДС в нефтеводонасыщенной породе повышать фильтрационное сопротивление обводнённых зон коллектора. В процессе первичного вскрытия продуктивных пластов на полимерглинистых растворах возможно образование подобных ПДС, прочно удерживающихся на стенках пор и снижающих их проницаемость.

Блокировка асфалъто-смолисто-парафиновыми отложениями (АСПО). При движении углеводородной продукции из пласта к стволу скважины термобарические и гидродинамические условия изменяются в связи с уменьшением объёмной температуры и давления, разгазированием потока, что сопровождается образованием АСПО на стенках пор, а при движении потока в стволе - и на скважинном оборудовании. Исследования показывают, что при этом проницаемость коллектора по нефти может снизиться в 3...10 раз [124].

Особенно активно АСПО адсорбируется на карбонатных породах, создавая плёнку толщиной до 3 мкм [81]. Из карбонатных продуктивных пластов извлекаются лишь около 20% запасов высоковязких, содержащих асфальтены и смолы нефтей.

Блокировка механическими частицами, продуктами бактериального разложения. Кольматация прискважинной зоны продуктивного пласта практически всегда имеет место при первичном и вторичном вскрытии, цементировании и глушении скважин. На этапах заканчивания очень важно быстро создать непроницаемый, прочный и небольшой толщины кольматационный экран, резко снижающий возможность поступления в продуктивный пласт как твердых частиц, так и фильтрата технологических жидкостей. С этой целью разработаны технологии управляемой кольматации, область применения которой ограничена по ряду причин, в т.ч. из-за технологических сложностей её осуществления. Наиболее распространённой технологией регулируемой кольматации продуктивных пластов является поддержание в определённой степени в составе дисперсной фазы буровых промывочных жидкостей заданного количества определённых фракций [20, 103].

В понятие «технологии» выполнения какой-либо операции входит комплекс реализованных при этом научных знаний и инженерных решений, направленных на успешное завершение операции. Используемые и разрабатываемые в современном нефтегазовом деле технологии заканчивания строительства скважин, безусловно ориентированы на предупреждение в максимально возможной степени снижения естественной проницаемости (загрязнения) продуктивных пластов. Совершенствование технологий заканчивания скважин проводится, в основном, по двум направлениям:

1) способам (методам) и техническим средствам;

2) технологическим жидкостям, используемым на различных этапах заканчивания скважин. Первое направление связано, например, с научными обоснованиями выбора метода вхождения в пласт, вскрытия продуктивных пластов

на равновесии и депрессии, применения технологий гидроразрыва пластов, вскрытия пластов горизонтальными стволами и др. [74, 75, 87, 92, 96, 97, 103].

В данной диссертационной работе выбрано второе направление исследований. Представляют интерес и научную значимость исследования, направленные на совершенствование технологических жидкостей для первичного вскрытия продуктивных пластов и глушения скважин перед ремонтными работами. В подавляющем большинстве указанные выше механизмы снижения проницаемости продуктивных пластов исключаются или нивелируются методами профилактики, реализуемыми через виды, составы и свойства технологических жидкостей. При традиционных технологиях первичного вскрытия продуктивных пластов и глушения скважин, основанных на создании допустимых [102] репрессий, используются следующие методы профилактики загрязнения пластов:

1. Ограничение времени воздействия загрязняющей технологической жидкости на продуктивный пласт. Это особенно важно при первичном вскрытии, т.е. при разбуривании продуктивных пластов, поскольку процесс бурения достаточно продолжительный и может сопровождаться различными осложнениями. Во многом профилактика осложнений, как и ускоренное разбуривание горных пород, осуществляется за счёт применения соответствующего качества промывочных жидкостей [69,70,73]. При вскрытии продуктивных пластов горизонтальными стволами значительно возрастают время на промывку скважин, вероятность возникновения затяжек и прихватов инструмента, обвалов горных пород, поглощений промывочных жидкостей [50, 54, 56, 75, 93]. В подобных ситуациях, как правило, применяют одновременно методы улучшения триботехнических, ингибирующих и гидрофобизирующих свойств промывочных жидкостей, улучшают их реологические и псевдопластичные свойства.

2. Снижение репрессии на продуктивный пласт. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности [102] ограничивают репрессию в зависимости от глубины скважины: при Н < 1200м репрессия не менее 10%,

АР < 1,5 МПа; при Н > 1200 м до проектной глубины репрессия не менее 5%, ДР = 2,5...3 МПа. Указанные нормы задаются исходя из превышения гидростатического давления промывочного раствора над пластовым давлением, т.е. при этом не учитываются дополнительные гидродинамические давления в кольцевом пространстве скважин, возникающие при промывке, при спуско-подъемных операциях, при сальникообразованиях и др. В интервалах, опасных с точки зрения возможных поглощений, в зоне продуктивного пласта необходимо контролировать и регулировать параметры промывочной жидкости по эквивалентной плотности, снижать гидравлические сопротивления вводом понизителей вязкости, смазочных добавок.

3. Применение для работы с продуктивными пластами родственных сред. Использование для работы с продуктивными пластами родственных сред, как правило, устраняет блокировки пор водой и глиной, что существенно повышает продуктивность скважин по сравнению с водными технологическими жидкостями. Однако растворы на углеводородной основе по ряду причин имеют ограниченное применение, хотя в последние годы объёмы их использования при строительстве и ремонте скважин растут [33, 94, 147, 148, 149]. Наиболее широко для улучшения свойств технологических жидкостей используются методы повышения степени сродства фаз вводом ПАВ, обоснование выбора которых является достаточно трудной задачей, поскольку на их эффективность влияют состав и степень минерализации, рН среды, объёмные и поверхностные температуры, совместимость с основными фазами и химическими реагентами и др. Несмотря на изложенное, ПАВ нашли широкое применение при бурении и глушении скважин, в нефтегазовом деле вообще [12, 32, 33, 39, 79, 96, 97, 100, 113, 124, 127].

4. Ограничение зоны загрязнения продуктивного пласта. Глубина проникновения технологических жидкостей и их фильтратов в продуктивный пласт связана с влиянием многих факторов и ограничивается различными методами, При первичном вскрытии продуктивных пластов ограничение зоны повреждения пласта достигается, как отмечалось выше, созданием

непроницаемого кольматационного экрана, ускорением разбуривания горных пород и др. Очень важно обеспечивать оптимальную вязкость раствора, своевременно и качественно очищать раствор от шлама, ограничивать показатель фильтрации при повышенных температурах и давлениях, использовать гамму компонентов, создающих ПДС, быстро экранирующих приствольную зону пласта и др. [25, 58, 59, 60, 64, 138].

5. Применение в технологических жидкостях растворимых кольматантов. Наиболее широко для кольматации продуктивных пластов в буровой технологии используются добавки в промывочную жидкость карбонатов типа мела, мраморной крошки, поскольку они достаточно легко и быстро растворяются в технической соляной кислоте [101, 74, 84, 85, 56].

Очень важно, чтобы кольматант, наряду с быстрым созданием непроницаемого и прочного экрана в приствольной части продуктивного пласта, относительно легко и быстро декольматировался при вызове притока из пласта. В работе [20] приведено обоснование использования в качестве кольматантов в составе полимерсолевх безглинистых растворов двух композиций высокомолекулярных органических веществ: 1) (1-1,5)%КМЦ + (0,04-0,1)% А12(804)3 + (1-2)% КССБ ; 2) (1-2)% КМЦ + (0,05-0,2)% ВПК-402.

Применение полимерсолевого раствора с указанными кольматантами позволяет создать тонкий (2,5...Змм) и прочный экран, выдерживающий перепад давления до 8 МПа. Время освоения скважин, продуктивный пласт которых вскрыт на полимерсолевом растворе с органическими кольматантами, сокращается на 25% по сравнению с глинистым раствором.

1.2. Методы и средства улучшения свойств технологических жидкостей для первичного вскрытия продуктивных пластов.

Для успешного бурения глубоких скважин, качественного вскрытия продуктивных пластов промывочные жидкости должны эффективно выполнять комплекс гидростатических, гидродинамических и физико-химических функций [10, 33, 53, 146]. Выполнение этих функций направлено на решение

следующих основных технологических задач: 1) качественное вскрытие продуктивных пластов; 2) обеспечение получения достоверной информации по результатам геофизических исследований скважин; 3) сохранение устойчивости стенок ствола, предупреждение осыпей и обвалов горных пород, проявлений пластовых флюидов, поглощений технологической жидкости; 4) качественная, своевременная очистка забоя и ствола от шлама; 5) предупреждение сальникообразований, затяжек и прихватов приборов и инструментов в скважинах; 6) улучшение показателей работы породоразрушающих инструментов и в целом ТЭП бурения; 7) обеспечение экологической безопасности нефтегазовой скважины как промышленного объекта [15, 19, 28]. Современная глубокая бурящаяся скважина представляет собой сложную высокотехнологичную систему, успешность функционирования которой во многом определяется, наряду с высокой квалификацией персонала, качеством буровой промывочной жидкости. В мировой практике находят применение десятки составов и сотни рецептур промывочных жидкостей. Некоторые рецептуры современных промывочных жидкостей и продувочных агентов, используемых, по нашему мнению, наиболее часто, при первичном вскрытии продуктивных пластов приведены в таблицах 1.1-1.3 [78, 93, 112, 116, 117, 10, 49, 75, 97, 21]. В таблице 1.1 приведены рецептуры и значения показателей свойств промывочных жидкостей на водной основе, в таблице 1.2 и таблице 1.3 приведены соответственно характеристики газосодержащих растворов и промывочных жидкостей на углеводородной основе. С точки зрения качественного вскрытия продуктивных пластов лучшей средой являются газы. В последние годы увеличился объём применения азота для работы с продуктивными пластами на этапах бурения на депрессии, при освоении газовых скважин и др. [73, 118]. Однако по известным причинам объём применения газов, газосодержащих жидкостей (аэрированных жидкостей, пен) ограничен. Более широкое применение имеют жидкости на углеводородной основе, обеспечивающие высокое качество вскрытия продуктивных пластов [49, 93, 124, 146, 147, 148, 149]. Основными причинами, ограничивающими их

область применения, являются нетехнологичность и, главное, повышенная пожарная и экологическая опасность. Поэтому в настоящее время ведётся разработка промывочных жидкостей на основе биоразлагаемых углеводородов [125,147, 150].

Наиболее распространёнными в буровой технологии являются промывочные жидкости на водной основе, что обусловлено их технологичностью, высокой экологической безопасностью, способностью к модифицированию, приспосабливаемостью к различным условиям бурения. Если в процессе бурения скважины хотя бы одна из перечисленных выше задач не решается в силу субъективных или объективных причин, уровень эффективности вскрытия продуктивного пласта, как и в целом строительства скважины, снижается. Поэтому в современных рецептурах промывочных жидкостей содержатся, кроме реагентов, которые можно отнести к обязательным, обеспечивающим соответствие технологических параметров геолого-техническому наряду, также и реагенты для регулирования специальных свойств растворов. Анализ таблицы 1.1 показывает, что современная многофункциональная рецептура промывочной жидкости содержит не менее 8... 10 компонентов. В связи с этим всегда существует необходимость изучения совместимости реагентов между собой, исследуются также вопросы создания полифункциональных реагентов [17, 18, 75, 79, 90, 97, 98].

Расширение реагентной базы для промывочных жидкостей является актуальной задачей, и решается она в основном в направлении создания смазочных добавок, реагентов для улучшения ингибирующих, гидрофобизирующих и стабилизирующих свойств промывочных растворов для различных условий бурения.

Активная разработка смазочных добавок была начата в 60-70х годах прошлого века. Массовое бурение велось на глинистых растворах, поэтому и смазочные добавки создавались именно к этим растворам. Были разработаны смазочные добавки на основе технических продуктов, содержащих жирные кислоты и их соли, оксикислоты, сложные эфиры и их смеси, линейные и

циклические спирты и др. [5, 7, 23, 31, 46, 61, 69, 78, 82, 86, 88, 89, 98, 104, 105, 106, 111, 144, 145]. При этом в понятие смазочных добавок вкладывалось их целевое предназначение как средств, улучшающих в целом триботехнические свойства промывочных жидкостей, т.е. их способность положительно воздействовать на противоизносные и антифрикционные свойства жидкостей. Разработка смазочных добавок проводилась на основе лабораторно-промысловых исследований с использованием различных приборов и машин трения.

Выполненные в указанный период исследования показали, что эффективность смазочных добавок существенно зависит от их совместимости с базовой жидкостью и энергетических параметров трения. Достаточно широкое применение при бурении скважин нашли смазочные добавки СГ (смесь гудронов) и СМАД-1 (смазочная добавка на основе окисленного петролатума). Общим недостатком их является низкая эффективность при поступлении в промывочную жидкость солей поливалентных катионов.

Таблица 1.1- Современные буровые промывочные растворы для вскрытия продуктивных пластов

Компоненты раствора 1араметры раствора

Раствор, разработчик Наименование, Назначение Содержание, % р' ч г/см УВ, ПФао, СНС, дПа Л, мПахс то, дПа п к рН

марка сек см Pi Рю

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

1. ГП+вода Основа (ВГС) 0,15-0,2

1. ЗапСибНИГНИ 2. КМЦ-700 3. ГКЖ-10 4. ЛТМ 5. Унифлок Пониз. фильтр. (ПФ) Гидрофоб., пов. рН Смаз. добавка Ингибитор, (ПФ) 0,25-0,34 0,4-0,5 0,3-0,4 0,1-0,5 1,05-1,1 28 - 32 5-6 20 25 10 20 - - 9

1. ГП+вода Основа (ВГС) -

2. ЗапСибНИГНИ 2. Сайпан ПФ 0,05-0,15 1,06-1,1

3.DK-Drill 4. КМЦ 5. Графит Псевдопластик ПФ Смаз. добавка 0,02-0,05 0,05-0,06 0,5-1,0 35 5 30 40 12 26 8

1. Вода Основа -

3. Poly-plus, ф. M-I, Drilling Fluids 2. Бентонит M-Igel 3. Poly-pac 4. Poly-plus 5. Term-pac-UL Структурообр-ль Пониз. Вязкости (ПВ) и ПФ Ингибитор ПФ 1,7-2,0 0,14-0,3 0,3-0,45 0,25-0,5 1,04-1,06 33 4 25 35 14 30 - - 9

1. Вода +бент 7,5% Основа (ВГС) -

4. Полигликолевый 2. КМЦ ПФ 0,5

3. Полигликоль 4. KCL 5. НТФ Гидрофобизатор Ингибитор ПВ 2,0 1,0 ОД 1Д 30 5 74 86 16 38 8

Раствор, разработчик Компоненты раствора Параметры раствора

Наименование, марка Назначение Содержание, % Р, з г/см УВ, сек ПФчо, см СНС, дПа Л, мПахс то, дПа п к рн

Pi Рю

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

5. Полимер-калиевый, ф. ИКФ (США) (ИКАРБ) 1. Вода+бент 1-2% 2. XB-polimer 3. ИКР (крахмал) 4. Экопак SL 5. KCL 6. NaOH 7. ИК КАРБ 8. ИН БАК 9. ИК ДЕФОРМ 10. ИК ЛУБ Основа (ВГС) Структурообр-ль ПФ ПФ Ингибитор Регулятор рН Утяжелитель Бактерицид Пеногаситель Смаз.добавка 0,2 0,8-1,2 0,3-0,5 5-10 0,1 5-60 од 0,02 0,4-1,5 1,05 30-50 3-5 20-35 40-60 10-15 80-150 - - 8

6. Полимер-калиевый, Когалым -НИПИнефть .. Вода+ПБМВ >. КМЦ -ПАЦ-В !. Унифлок NaOH >. Na2C03 5.ГКЖ К Мел 1. KCL ). ФК-2000 Основа (ВГС) ПФ ПФ Регулятор рН Пептизатор Гидрофобизатор Утяжелитель Ингибитор Смаз. добавка Пеногаситель 1,2 0,2 0,05 0,05 0,15 4,0 3,0 1,5 0,02 1,05-1,07 28 -60 3-5 10-15 20-25 10-20 25 - - 8-9

7. Полимерный, Карбонатно-Глинистый, УИРС, Уренгой 1. Вода+бент. 1% 2. DKC-экстендер 3. Мел 4. KCL 5. Сульфонол ¡6. Нефть Основа (ВГС) ПФ, загуститель Утяжелитель Ингибитор Эмульгатор Смаз. добавка 0,04 9,0 1,0 1,0 5,0 1,06 40 5,0 - - - - 0,48 91,8 8

Раствор, разработчик Компоненты раствора Тарам етры раствора

Наименование, марка Назначение Содержание, % Р' 3 г/см УВ, сек ПФзо, см СНС, дПа Л, мПахс то, дПа п к pH

Pi Р.о

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

8. Малоглинистый биополимерный, БашНИПИнефть 1. Вода+бент(4%) 2. Фито-РК 3. Биополимер Основа (ВГС) ПФ псевдопластик 2,0 0,3 1,02 22 4,0 1,8 2,0 - - - - 8

9. Профлок, Когалым-НИПИнефть 1. Вода+бент(4%) 2. Мел 3. Унифлок 4. КМЦ 5. КССБ 6. Na2C03 7. ТБФ Основа (ВГС) Утяж., кольматант ПФ, загуститель ПФ, загуститель ПФиПВ Рег.рН, связСа и Mg пеногаситель 1,07-1Д2 24 -60 3-5 5-20 10- 35 14-40 16-80 - - 8-10

Безглинистые растворы на водной основе

1. Полимерно-солевой (ПСР), ТатНИПИнефть 1. КМЦ 2. DK-Drill 3.ГКЖ 4. Вода Загуститель, ПФ Загуститель, ПФ Per. рН, ингибитор Основа 0,2 од 0,3 Ост. 1,0-1,1 30 4-7 - - - - - - 9

2. Полимер-калиевый, ПермНИПИнеф. 1. Крахмал КМК 2. Na2Si03+KCL 3. NaOH 4. Вода Загуститель, ПФ Ингибиторы Регулятор рН Основа 4,5 5,0 4,0 Ост. 1,04 19 10,0 5 6 - - 20 7 11

3. ПСР, ВНИИКРнефть 1. ОЭЦ 2. KCr(S04)2xl2H20 3. NaOH 4. Вода Загуститель, ПФ Комплексообр-ль Регулятор рН Основа 0,4-0,8 0,2-0,3 0,15-0,3 Ост. 1,02 8-10 70 110 - - 0,8 60-70 9-10

Раствор, разработчик Компоненты раствора Параметры раствора

Наименование, марка Назначение Содержание, % Р, , г/см УВ, сек ПФзо, см СНС, дПа Л, мПахс Ч дПа п к pH

Р. Рш

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

4. Полисахарид-ный гидрофоби-зирующий малокарб-ый, БашНИПИнефть 1. Полигликоль 2. KCL 3. Фито-РК 4. КетХ -биопол. 5. M-I Cide 6. ПКД-515 7. ДСБ-4ТТ 8. Мел Гидрофобизатор Ингибитор ПФ Псевдопластик Бактерицид Комплексообр-ль Смаз. добавка Кольматант 3,0 3-5 1,5 0,3 0,25 2 0,5 5-11 1,03-1,08 28-35 3,0 12 20 15 25 - - 8,5

5. СПБР, ОАО «Сургутнефтегаз» 1. ИКБАК 2. NaOH 3. KCL; NaCL 4. СПБР - биопол 5. ИКР (крахм.) 6. КМЦ 7. Мраморная кр. 8. ИК DEFORM Бактерицид Регулятор рН Ингибитор Псевдопластик ПФ ПФ Кольматант Пеногаситель 0,1 од 5,0 0,1-0,3 . 0,5-0,7 0,05-0,1 5-20 0,02 1,06-1,25 45-55 3-5 10-15 20-30 10-15 80-150 - - 7,5-8,5

6. Безглинистый полисахаридный БашНИПИнефть 1. Фито-РК 2. Биополимер 3. ПКД-515 4. Вода ПФ Псевдопластик ПАВ комплексный Основа 2,0 0,3 2,0 Ост. 1,0 25 4,5 0,6 1,2 - - - - 8

7. Flo-Pro, M-I Drilling Fluids (США) Псевдопластик ПФ Ингибитор Регулятор рН Кольматант Бактерицид 1,08-1,2 45-48 5-7 - - 8-11 150-230 0,34 24,7 8-9

Раствор, разработчик Компоненты раствора Гараметры раствора

Наименование, марка Назначение Содержание, % р' 3 г/см УВ, сек ПФзо, см СНС, дПа л, мПахс то, дПа п к pH

Pi Рю

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

8. ANKO-2000, ANKOR Drilling Fluids (США) 1. Anko-Vis (био) 2. Pasceal (ПАЦ) 3. Ancoi (ПАА) 4. Foko-208 (поли-алкиленгликоль) 5. KCL 6. NaHC03 7. СаСОз Псевдопластик ПФ, загуститель ПФ, ингибитор Гидрофобизатор Ингибитор Регулятор рН Кольматант 1,06-1,16 60-90 3-5 - - 58-95 230-300 0,42 18,6 8-9

9. Биополимерный безглинистый, Shlumberger, (Франция) 1. INDVIS (биоп) 2. INCAD (акрил) 3. INDPAC-LV 4. IDFLOB (крах) 5. IDLUBE-XL 6. IDCARB 7. NaOH 8. KCL 9. Starlex-500 (поли-алкиленгликоль) 10. INCIDEL Псевдопластик ПФ, загуститель ПФ ПФ Смаз. добавка Кольматант Регулятор рН Ингибитор Гидрофобизатор Бактерицид 1,12-1Д4 26-30 4-5 - - 6-10 60-80 0,38 16,1 8,5-9,5

10. Типовой ингибирующий биополимерный раствор, Лукойл, Волго-градНИПИнефть 1. Биополимер 2.NaOH 3.Na2C03 4. Крахмал 5.PAC-R 6.PAC-SL 7.KCl 8.Мрам. крошка 9.Пеногаситель 10. Биоцид Структ-ль Щёлочь (рН) Связ. Са и М^ ПФ Реология ПФ Ингибитор Кольматант 0,3-0,6 0,05-0,2 0,05-0,2 1,0-1,6 0,3-0,4 0,2-0,3 5-10 5-10 0,02 0,2 1,06-1,25 40-50 4-6 20-40 30-60 12-20 80-140 - 9-10

Таблица 1.2 - Буровые газосодержащие растворы

Вид раствора Состав раствора Назначение компонентов Технологические показатели

Расход газа, мз/мин Расход жидкости, л/с Степень аэрации Схема циркуляции Преобладающий способ бурения, область применения

Газ (продувка) Воздух, инертные газы (азот, гелий и др.), выхлопные газы ДВС, природный газ Основа: очистка забоя, вынос шлама 36-85 - - прямая или обратная Роторный; с забойным двигателем. Сухие разрезы.

Газ (продувка) Воздух (газ) Вода + ПАВ 1 пав2 Основа Для подъёма пластовых вод, для предупреждения сальникообразования Для стабильности пены 16-85 0,45-1,16 230-3000 прямая Роторный; электробурение. При небольших водопроявлениях

Газ (продувка) Воздух (газ) Глинистый р-р +ПАВ Основа Для защиты стенок от обвалов и удаления воды 57-85 0,45 2000-3000 прямая Роторный; электробурение. При небольших водопроявлениях и наличии увлажнённых глин

Пена Воздух Вода(гл.р-р) + пав! ПАВ2 ЫагСОз Для получения пены Основа Стабилизация пены Умягчение воды 2,8-8,8 0,45-1,8 64,4-300 Прямая или обратная Роторный; электробурение. АНПД

АПЖ Жидкость (вода, нефть, гл.р-р) Воздух (газ) ПАВ Основа Для снижения давления на пласты, для улучшения очистки забоя Эмульгатор 7-26 10-40 6,6-60 Прямая или обратная, в т.ч. частичная или местная Роторный; э л екторбурение ;турбинный. При интенсивных поглощениях

Таблица 1.3- Растворы на углеводородной основе (РУО)

Раствор, разработчик Компоненты раствора Параметры раствора

Наименование, марка Назначение Сод-е, % Р» г/см УВюо, с ПФ30> см3 СНС, дПа Л, мПахс то, дПа и, В

Pi Рю

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Безводные растворы на углеводородной основе (РУО

1. ИБР, МИНХ и ГП 1. ДТ марки ДЛ 2. ВОБ с Q Тразм-150 С 3. СаО (активн.60%) 4. Вода 5. Сульфонол 6. Барит Дисперсионная среда (ДС) Дисперсная фаза (ДФ) Структурообр-ль, ПФ, разогрев Гашение извести Гидрофобизатор Утяжелитель 56,3-37,6 15,5-4,5 31-9,0 6-1,6 1,2-2,3 10-75 1,2-2,3 30-40 0 4-8 10-20 - - -

2. РУО, ЗапСибНИГНИ 1. ДТ марки ДЛ 2. ВОБ 3. СЖК (С20-С24) 4. УСК 5. ГКЖ-10 6. NaoH 7. Барит ДС ДФ Структурооб-ль Структурооб-ль Гидрофобизатор Омыление СЖК Утяжелитель 74-66 20-17 0,8-1,1 4-4,5 0,8-1,2 0,4 4-16 0,85-1,2 55-120 0-1,0 20-40 50-150 - - -

3. РУО на загущ. нефти, НижневартНИПИ 1. Нефть 2. Нафтенат AL 3. Изопропанол ДС Загуститель Регулятор растворимости загустителя 68-73 7-9 20-14 - 14-18 0 7-13 15-30 150 75 570

Гидрофобно-эмульсионные растворы

4. ИЭБР, МИНХиГП 1. ИБР 2. Вода ДС ДФ 55-85 45-15 1,1-2,1 410-60 1,0 2-3 5-8 - - 250-300

Раствор, разработчик Компоненты раствора Параметры раствора

Наименование, марка Назначение Сод-е, % Р'з г/см УВюо, с ПФзо, см3 СНС, дПа Л, мПахс то, дПа и, В

Р1 Рю

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

5. ВИЭР, ВНИИБТ 1. ДТ или нефть 2. СМАД-1 3. Эмультал 4. Бентонит 5. Битум 6. Вода ДС Стабилизатор, структурообразователь Эмульгатор Наполнитель Пов. термост-ти, ПФ 45 3-4 1,5-2 1,0-1,5 1,0-3,0 1,13-1,14 20-60 0,5 2-3 3-5 - - >100

6. ТИЭР, ВНИИБТ 1. ДТ или нефть 2. СМАД-1 3. СаО 4. АБДМ-хлорид 5. Бентонит 6. Вода ДС Эмульгатор Получ. Са-мыла Пол. органодента Структурообр. ДФ 60 4 2 2 5 Ост. 1,02-1,1 30 2-3 (при 150 с) 12-85 24-110 60-90 24-110 250-450

7. ТИЭР, ВНИИКрнефть 1- Дт 2. Эмульсин ЭК-1 3. Вода 4. СаСЬ2 5. НЭКК (жиная. кислота) 6. Барит ДС Эмульгатор Дисперсная фаза Ингибитор Стабилизатор, гидрофобизатор Утяжелитель 37.7-34,6 10-7 48.8-23,0 8,5-4,7 0,3-0,7 61-140 1,04-2,1 35-50 3-6 3-24 12-48 - - 250-500

8. ГЭР, Укргипро-НИПИнефть 1.ДТ 2. Вода+30% СаС12 3. ИКБ-2 4. МАС-200 5. Барит ДС Дисперсная фаза Стабилизатор, эмульгатор Гидрофобизатор, эмульгатор Утяжелитель 46 Ост. 4 0,5-0,9 До треб Р 1,0-2,0 20-60 5-6 15-35 25-60 100 - 250-450

9. ИЭР, УИРС,Тюмень Газпром 1.ДТ 2. Эмультал 3. Органобент 4. Вода ДС Эмульгатор Структурообр. ДФ 38 2,0 ■ 2,5 Ост. 1,05 30 4 20 24 35 150 260

Раствор, разработчик Компоненты раствора Параметры раствора

Наименование, марка Назначение Сод-е, % Р'з г/см УВюо, с ПФзо, см3 СНС, дПа Л, мПахс т0= дПа и, В

Р1 Рю

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

10. ГЭР, Нижневартов-НИПИнефть 1. Нефть 2. ОВАОС 3. Вода ДС Структурообр., эмульгатор Дисп.фаза 47,6 4,8 Ост. 0,9 35 2,0 35 68 12,2 20,5 260

11. ИЭР, УГНТУ 1.ДТ 2. СЭТ-1М 3. СМАД-1М 4. Вода 5. Соли, барит ДС Эмульгатор, стабилизатор Стабилизатор Дисп. фаза Утяжелитель 40 2-3 5-6 Ост. До треб.р 1Д-1,2 40-60 <6,0 80,0 150 40-60 (при 49°С) 20-25 320

12. БИЭР, Сахалин-НИПИнефть 1.ДТ 2. Нефть Охинская 3. Эмультал 4. СМАД-1М 5. Вода пресная 6. СаС12 7. Ув-рки 8. СаО ДС Основа (д.с.) Эмульгатор Стабилизатор Дисп.фаза Утяж., ингиб-р Структурообр. Доп. структурообр. 34,19 21,63 2,05 3,76 26,16 10,05 1Д 1,1 1,16-1,19 45-50 <6,0 94,0 144 45-50 (при 49°С) 19-24 (при 49°С) > 120

Исследования в 80-е - 90-е годы проводились в основном в направлении создания смазочных добавок, реализующих эффект поверхностного пластифицирования, трибополимеризации и химического модифицирования, включая эффекты избирательного переноса. Реализация указанных эффектов наиболее перспективна для таких тяжело нагруженных пар трения, как подшипники опор шарошечных долот, опор турбобуров, элементов вооружения породоразрушающих инструментов и др. Методы и средства реализации указанных эффектов достаточно хорошо изучены и обоснованы в общем машиностроении применительно к улучшению триботехнических свойств масел и пластичных смазок. Выполненные исследования применительно к буровой технологии показали [69, 70], что использование присадок к маслам в качестве добавок к водным промывочным жидкостям, как правило, не дает ожидаемого эффекта. И только в ряде случаев удалось разработать совместимые с глинистыми растворами смазочные добавки на основе серо-, хлор-, фосфор- или медь-содержащих соединений [22, 68, 69, 70, 140, 141, 142, 143], существенно улучшающие показатели работы долот. Однако, в связи с ростом объёмов бурения наклонно-направленных скважин с большими отходами (пологих, горизонтальных) и увеличением вероятности прихватов приборов, бурильных и обсадных колонн, актуальными стали смазочные добавки в качестве профилактических средств затяжек, сальникообразований и прихватов в скважинах. Разработанные в последнее десятилетие смазочные добавки практически не испытываются на трение и износ материалов применительно к породоразрушающим и бурильным инструментам, буровым насосам, гидравлическим забойным двигателям.

Следует отметить, что механизмы взаимодействий пар трения в условиях затяжек, сальникообразований и прихватов имеют свои особенности, что необходимо учитывать при разработке смазочных противоприхватных добавок. Так, в работах [133, 135, 132, 83] показано, что на величину сил сопротивления движению бурильных труб по стенке скважины в среде промывочной жидкости, наряду с трением, большое влияние оказывают силы адгезии

(прилипания) и структурно-механические свойства фильтрационных корок. Роль структурно-механической составляющей в энергетике взаимодействий между частицами в дисперсных системах достаточно глубоко изучена применительно к водным граничным слоям [1, 13, 36, 63, 129, 132]. Показано, что между коллоидными частицами или твёрдыми поверхностями при их сближении и перекрытии граничных слоёв жидкой среды (характерно для фильтрационных корок) возникают силы взаимодействия, названные Б.В. Дерягиным «структурными силами». Эти силы могут как повышать сопротивление сдвигу взаимодействующих поверхностей (если они гидрофильные), так и облегчать сдвиг (если они гидрофобные).

1.3. Методы и средства улучшения свойств технологических жидкостей для глушения скважин.

Глушение нефтяных и газовых пластов является одной из важных операций на завершающих этапах заканчивания скважин и имеет своей основной целью обеспечение безопасных условий труда буровых и ремонтных бригад предотвращением выбросов пластовых флюидов. Глушение пластов осуществляется тремя методами:

1) установкой на устье противовыбросового оборудования;

2) применением специальных глубинных отсекателей;

3) закачиванием в скважину жидкостей глушения (ЖГС), создающих на забое давления выше пластовых в соответствии с нормами безопасности [102]. По существу, перфорационные жидкости также можно отнести к ЖГС. Глушение пластов производится перед ремонтными работами, если в скважине сохраняются условия фонтанирования или интенсивных нефтегазопроявлений. [107, 108, 114, 119].

Существующие технологии глушения скважин применением ЖГС допускают проникновение жидкости, её фильтрата в продуктивный пласт, что неизбежно приводит к ещё большему снижению его проницаемости в околоскважинной зоне, уже повреждённой на предыдущих этапах: при первичном

и вторичном вскрытии, цементировании и др. [14, 15, 16, 30, 29, 39, 43, 44, 48, 55, 76,93, 137].

Рассмотренные выше механизмы снижения естественной проницаемости продуктивных пластов, безусловно, имеют место и при глушении скважин. Поэтому очевидное и главное требование к ЖГС - это сохранение, а желательно и улучшение характеристик призабойной зоны пласта. Кроме того, ЖГС должны удовлетворять и таким требованиям как технологичность [43,108], стабильность целевых свойств во времени, при повышенных и пониженных температурах, при взаимодействии с пластовыми флюидами, высокая блокирующая способность и, соответственно, низкая поглощаемость пластом, высокие антикоррозионные свойства и взрывопожаробезопасность. ЖГС должна также хорошо деблокировать продуктивный пласт при вызове притока.

В связи с большим разнообразием геолого-физических условий залегания продуктивных пластов, механизмов их загрязнения, в настоящее время используется достаточно большой ассортимент составов ЖГС. Анализ выполненных исследований по разработке рецептур ЖГС показывает, что при этом реализуются те же, рассмотренные выше, методы профилактики загрязнения продуктивных пластов. В 80-е годы прошлого века для глушения скважин широко применялись глинистые растворы, водные растворы солей натрия и кальция. При этом дебиты газовых скважин после глушения снижались в среднем на 20%, газоконденсатных скважин на 60-63% [107]. В меньшей мере использовались водные растворы солей калия, цинка, бария, а также углеводородные жидкости на основе загущённых нефтей и инвертных эмульсий [14, 15, 43, 49, 94]. Снижение пластовых давлений в газовых пластах существенно затрудняет глушение скважин из-за поглощений ЖГС. Следует отметить, что этот вид осложнений достаточно часто сопровождает операции глушения скважин ещё и из-за высокой дренированности пластов в связи с их эксплуатацией. По-видимому, это одна из причин иногда значительного снижения эксплуатационных показателей продуктивных пластов (200-300%), а

в сложнопостроенных коллекторах с низкой проницаемостью до 700-1000% [43]. Поэтому усилия многих исследователей направлены на создание ЖГС с высокими блокирующими - деблокирующими свойствами. Одно из распространённых направлений разработки подобных систем является ввод в ЖГС загущающих, обычно полимерных, реагентов. Поскольку для полимеров характерно проявление гистерезиса структурно-механических свойств, то ЖГС на основе полимеров относительно легко удаляются из пласта при вызове притока [43, 9]. Особенно высокой способностью к быстрой блокировке пор при вскрытии и лёгкой деблокировке их при вызове притока обладают полимеры на основе микробных полисахаридов, часто называемых биополимерами [58, 59, 60]. Так, в [60] показано, что время освоения скважин, продуктивный пласт которых вскрыт на полисахаридном биополимерном растворе, снижается кратно.

Представляют интерес рецептуры блокирующих растворов, разработанных Управлением по интенсификации и ремонту скважин (УИРС) ООО «Уренгойгазпром» совместно с УГНТУ [14, 17]. Один состав представляет собой шлам «ДИСИН» (отход производства масел), который закачивается в продуктивный пласт водометанольной смесью. Мицелярная дисперсия «ДИСИН» создает в приствольной части ствола непроницаемый барьер, исключающий контакт водосолевого раствора с порами продуктивного пласта. При вызове притока шлам «ДИСИН» легко выносится углеводородами, и скважина быстро осваивается после удаления твёрдых остатков шлама водными растворами минеральных кислот. Несмотря на недостаток этой технологии глушения, связанный с необходимостью дополнительной кислотной обработки, дебит газовых скважин увеличивается в среднем на 16% [124].

Другой состав ЖГС готовится на основе реагента ТУР-1 (продукт реакции сополимеризации стирамола с малеиновым ангидридом), загустителя в виде уксусной кислоты и воды. Реагент ТУР-1 при взаимодействии с кислотой загущается, блокирует пористое пространство. После завершения

ремонтных работ скважина легко осваивается закачкой щелочного раствора. Достоинством указанных составов ЖГС, наряду с сохранением или улучшением проницаемости коллектора, является и возможность применения их при глушении пластов с АНПД (коэффициент аномальности 0,5 и ниже).

При выполнении некоторых видов ремонтных работ возникает необходимость восстановления циркуляции жидкости. Из-за создания репрессии при циркуляции возможно продавливание ЖГС в пласт, в том числе и с вышеуказанными блокирующими компонентами и её поглощение.

Для усиления блокирующей способности ЖГС и сохранения её в приствольной части скважины при восстановлении циркуляции жидкости подбираются различными по составу и размерам частиц наполнители [14]. В подобных условиях хорошо себя зарекомендовал многокомпонентный раствор (МКР), разработанный УИРС 000«Уренгойгазпром» [55], представляющий собой инвертную эмульсию, дисперсная фаза которой представлена многокомпонентным раствором полимеров, каустической и кальцинированной соды, сульфата натрия и химически осаждённого мела. МКР образуется непосредственно в продуктивном пласте, в который одновременно закачиваются с устья две его составные части: 1) шлам «ДИСИН», конденсат, СЖК и раствор СаС12; 2) вышеуказанный многокомпонентный водный раствор. При смешении составных частей ЖГС в процессе их закачки протекают химические реакции с образованием гашеной извести, мела и гипса, кольматирующих поровое пространство пласта. Время загущения и эффективность блокировки можно изменять в пределах 5 ... 45 мин., что регулируется также вводом водорастворимых полимеров, подбором различных по фракционному составу кольматантов.

Разработанные рецептуры МКР прошли широкие промысловые испытания, показавшие их высокую эффективность. Подробно технология применения МКР изложена в работе [55].

Для глушения скважин широкое применение нашли и другие рецептуры, более простые, чем МКР, инвертных эмульсий [43, 97, 52, 93, 94, 67]. Анализ

промысловых данных по применению инвертных эмульсий для глушения скважин показывает, что они имеют очевидное преимущество по сравнению с ЖГС на водной основе. Однако ЖГС на углеводородной основе значительно уступают жидкостям на водной основе по экологической безопасности и технологичности. Разработка инвертных эмульсий на биоразлагаемых псевдоуглеводородах пока находится в стадии поисковых экспериментальных исследований.

Являются перспективными и уже находят применение для глушения скважин в Урало-Поволжье и Западной Сибири составы УНИ-1 ... УНИ-5 [43, 113]. Составы УНИ-1 ... УНИ-4 готовятся на основе многоатомных спиртов (УНИ-1 ... УНИ-3), гидрофобизатора (УНИ-4) и обратной эмульсии (УНИ-5).

1.4 Методические особенности исследований улучшения качества технологических жидкостей для продуктивных пластов.

Снижение проницаемости прискважинной зоны продуктивных пластов происходит на различных этапах заканчивания скважин по многим причинам, соответственно и используются различные методы и средства профилактики их загрязнения. Выше было показано, что на качество вскрытия продуктивных пластов и их глушения большое влияние оказывают используемые технологические жидкости (ТЖ), совершенствование которых производится по различным направлениям. Большой интерес в этой связи представляют применяемые методики исследований и обоснование их выбора для улучшения тех или иных свойств ТЖ.

Наиболее распространённой характеристикой качества вскрытия и освоения продуктивных пластов является степень изменения гидропроводности ПЗП, которая количественно определяется отношением фактической г|ф и потенциальной цп гидропроводностей коллектора:

ОП= Т|ф/г|п

Показатель «ОП» можно определить как по результатам промысловых гидродинамических исследований, так и по лабораторным экспериментам с использованием кернов продуктивных пластов [124, 97]. Для определения

показателя «ОП» используются различные методы, включая оценку по отношению фактической продуктивности к потенциальной (идеальной) продуктивности скважины или по формулам, учитывающим относительную проницаемость и протяжённость зоны загрязнения пласта фильтратом ТЖ, Например, в [12] показатель «ОП» рассчитан по формуле:

где: /3 - коэффициент восстановления проницаемости; /?ф, гс - радиусы зоны проникновения фильтрата и скважины. При анализе результатов воздействия различных технологических операций на фильтрационно-ёмкостные свойства (ФЕС) продуктивных пластов используются также сведения по затратам времени на освоение (на вызов притока), по начальным и среднесуточным дебитам, по коэффициентам удельной продуктивности (приёмистости) коллекторов, по величине «скин-эффекта», характеризующего степень загрязнения приствольной зоны продуктивного пласта [124, 33, 34, 138, 139].

При поисковых исследованиях методов и средств улучшения качества вскрытия продуктивных пластов совершенствованием составов и свойств ТЖ используются различные экспериментальные установки, приборы и методики [124, 97, 130, 131, 110], в той или иной степени моделирующие пластовые условия.

При решении прикладных задач современные научные исследования базируются на методах физического, как правило, моделирования, планирования инженерного эксперимента и статистической обработки опытных данных [3, 4, 27, 42, 70, 91, 109, 123].

Методические особенности исследований по совершенствованию составов и свойств ТЖ для сохранения ФЕС продуктивных пластов связаны со следующими специфическими требованиями [124, 69]:

ЫЯ ф] 1

1. Соответствие лабораторных образцов горных пород породам продуктивных пластов по литолого-петрографическим, механическим свойствам. В большой мере это достигается использованием в опытах естественных горных пород (кернов) и искусственных образцов с заданной проницаемостью.

2. В опытах по фильтрации должны использоваться образцы пластовых флюидов или их модели с аналогичными свойствами.

3. Соответствие термобарических условий фильтрации в экспериментах и в пласте.

4. Исследуемые промывочные жидкости и составы глушения должны соответствовать общетехнологическим требованиям для эффективного выполнения основного целевого назначения. В частности, промывочные жидкости для разбуривания продуктивного пласта должны, наряду с сохранением ФЕС пород, обеспечивать безаварийную, без осложнений проводку ствола в заданные сроки.

При поисковых исследованиях и разработке методов и средств улучшения качества ТЖ, предназначенных для выполнения технологических операций на различных этапах работы с продуктивными пластами созданы соответствующие поставленным задачам методики [124, 97, 130, 131, 110].

В лабораторных исследованиях влияния технологических жидкостей на проницаемость искусственных и естественных кернов часто используется экспериментальная установка по изучению проницаемости кернов (УИПК) [97], которая позволяет прослеживать за изменением проницаемости кернов после воздействия различных ТЖ, моделями пластовых флюидов. На установке УИПК - 1М можно проводить исследования в широком диапазоне давлений, температур и скоростей фильтрации. Более подробно методику изучения опытов рассмотрим в главе 2. Здесь лишь отметим, что качество ТЖ обычно оценивается по коэффициенту восстановления проницаемости (/?, %), равному

В — — х 100,

где: ко и К] - начальная и конечная проницаемости (до и после воздействия ТЖ).

Кроме экспериментальных установок класса УИГЖ, для тестирования влияния ТЖ на ФЕС коллекторов используются экспресс методы, основанные на изучении проницаемости специальных пористых материалов (или корок) [97, 100]. Изучение влияния ТЖ на проницаемость фильтрационных корок очень важно для буровой технологии, поскольку именно корки сильно ограничивают поступление ТЖ и их фильтратов в продуктивные пласты. Оценку проницаемости корок проводят и с помощью приборов ВМ-6, фильтр-прессов [33, 53, 117].

Проницаемость фильтрационных корок - один из нескольких показателей, характеризующих коркообразующие свойства ТЖ. Очень важными являются и такие показатели как липкость (адгезия), коэффициент трения в паре «корка-металл», толщина и показатели механических свойств корок, поскольку они во многом определяют прихватоопасность в скважинах, затраты энергии на спускоподъемные операции, сальникообразование на элементах бурильной колонны. Образование сальников приводит к снижению ТЭП бурения [133], к повышению гидродинамических давлений в кольцевом пространстве скважин и, как следствие, к росту проникновения ТЖ и их фильтратов в продуктивный пласт [64, 50, 138, 139]. Так, в [138] показано, что рост репрессии на 19...32% приводит к увеличению коэффициента закупорки пласта до 3,5 раз.

Адгезионные и антифрикционные свойства фильтрационных корок в целом характеризуют ТЖ как среду, в которой формируется прихватоопасная ситуация. Прихватоопасность в современной буровой технологии возросла в связи с увеличением объёмов бурения пологих скважин, боковых стволов, скважин с горизонтальным окончанием. Поэтому большое внимание исследователей уделяется разработке средств профилактики прихватов в скважинах [2, 6, 7, 17, 37, 57]. Используемые при этом методы экспериментального подбора профилактических смазочных добавок, как правило, незначительно моделируют скважинные условия взаимодействия корки и поверхностей элементов бурильной колонны, особенно в части

формирования корки и действующих перепадов давления, усилий прижатия в паре «метал-корка».

Наиболее глубокие исследования, применительно к бурению скважин, роли структуры корки и перепада давления в формировании её свойств выполнены в бывшем ВНИИБТ под руководством профессора Э.Г. Кистера [53, 54], которые показали важность учёта указанных факторов при разработке смазочных добавок. Однако, в связи со сложностью экспериментальной установки, эти исследования дальнейшего продолжения не получили. В настоящее время широкое распространение нашли экспресс-методы с использованием приборов (тестеров) для изучения антифрикционных свойств корок КТК-2, КСК, ЛК-1, ФСК-1-4, тестер Fann и др.

Приборы КТК-2, КСК имеют низкую воспроизводимость опытов, по-видимому, из-за неконтролируемого изменения удельного усилия прижатия металлического пуансона к фильтрационной коре, а также трудностей обеспечения постоянной площади их контакта. Модифицированный прибор КТК-2М, как и прибор ФСК [83, 68], обеспечивает достаточно высокую воспроизводимость опытов. В КТК-2М цилиндрический пуансон заменён на плоский брусок.

В приборах ФСК, первые два типа которых разработаны кафедрой бурения УГНТУ [68], сдвиг пуансона осуществляется в горизонтальной плоскости с помощью электродвигателя. Кроме того, приборы ФСК позволяют определять коэффициент трения при страгивании пуансона и при его движении.

Достоинством «Тестера измерения прихвата под действием перепада давления № 21150» фирмы FANN является возможность оценки «склонности трубы к прихвату» при стандартном давлении ~ 3 МПа.

Методологической особенностью современных исследований улучшения качества технологических жидкостей для работы с продуктивными пластами является разработка соответствующих реагентов многофункционального, комплексного действия (РМД, РКД) [5, 17, 18, 28, 32, 38, 105, 106, 111, 113, 122]. Такой подход оправдан и целесообразен в связи с тем, что для

эффективного управления свойствами ТЖ приходится применять достаточно большое количество реагентов, которые не всегда хорошо совместимы между собой и с базовой жидкостью. Усложняется также технология приготовления и оперативного управления свойствами ТЖ.

При первичном вскрытии продуктивных пластов бурением промывочные жидкости выполняют, как отмечалось выше, целый ряд гидростатических, гидродинамических и физико-химических функций, а используемые в них химические реагенты предназначены для решения, в основном, следующих задач:

1) стабилизация ТЖ и регулирование параметров стабилизации показателей фильтрации и вязкости;

2) структурообразование в объёме ТЖ и регулирование параметров структуры - статического и динамического напряжения сдвига, тиксотропии;

3) регулирование специальных свойств ТЖ - антикоррозионных, антифрикционных, противоизносных, противозадирных, пеногасящих или, наоборот, пенообразующих, коркообразующих, гидрофобизирующих, поверхностно-активных, электрохимических, тепло физических и других свойств.

Первые две задачи, стоящие перед реагентами стабилизаторми и структурообразователями, являются определяющими для буровой технологии, и без их решения проводка скважин на проектную глубину практически невозможна. Физико-химическую основу управления свойствами ТЖ указанными реагентами составляют механизмы загущения дисперсионных сред, образования на частицах дисперсных фаз адсорбционно-сольватных слоёв с улучшенными структурно-механическими свойствами, а также регулирование межмолекулярных, электростатических и структурных взаимодействий между частицами дисперсной фазы [53, 74]. Эти же механизмы, частично или в полной мере, реализуются и при управлении некоторыми специальными свойствами ТЖ, например, коркообразующими и ингибирующими свойствами.

Управление другими специальными свойствами ТЖ чаще основывается на отдельных или совокупных воздействиях на такие поверхностные и электрокинетичесике явления, как смачивание, адгезия, адсорбция, капиллярность, осмос и др. [22, 128, 129].

Таким образом, анализ методических подходов разработки реагентов комплексного действия показывает целесообразность установления механизмов взаимодействия при управлении необходимыми для ТЖ свойствами и реализации одновременно нескольких из них с помощью многофункционального реагента [81, 37, 83, 70, 43, 84]. Анализ научно-исследовательских работ в области создания комплексных реагентов указывает на необходимость тщательного обоснования выбора методов испытаний. Конкретный выбор методов экспериментального исследования определяется целью работы и теми задачами, которые необходимо решить для её достижения. Так, в работе [82] с целью улучшения триботехнических свойств промывочных жидкостей, а также для предупреждения пенообразования и повышения устойчивости раствора при сероводородной агрессии предложен флото-реагент оксаль Т-66. Обоснование применения указанного реагента для комплексного улучшения вышеуказанных свойств растворов было проведено на основе выполненных экспериментальных исследований на машине трения АИ-3 [69] при отсутствии и наличии в растворе сероводорода. При изучении влияния реагента Т-66 на общетехнологические параметры раствора было также установлено (методом Росса и Майлса), что реагент обладает и пеногасящими свойствами.

Более поздние исследования с реагентом оксаль Т-92 [71, 72, 84] подтвердили его многофункциональность. Кроме того, установлено [37, 98], что усиление эффективности реагента Т-92 достигается комбинацией его с техническими полигликолем и легированной синтетической жирной кислотой. К исследованию были привлечены, кроме машин трения, методы определения контактной разности потенциалов для изучения влияния реагентов комплексного действия на работу выхода электрона (РВЭ). Этот показатель

РОССИЙСКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ

БИБЛИОТЕК.'-.

является важнейшей h чувствительной характеристикой поверхности металлов. К взаимодействию с молекулами окружающей среды, которое может сопровождаться образованием электронодонорно-акцепторных (ЭДА) комплексов, пластифицированием металлической поверхности и, тем самым, повышением её износостойкости [70].

Высокой эффективностью характеризуются реагенты комплексного действия, разработанные с привлечением различных методик зарубежными исследователями [144... 150]. Особенностью указанных работ является использование в качестве основы реагентов комплексного действия биоразлагаемых соединений, экологически безопасных для природной среды, в частности, синтетических углеводородов, полиальфаолефинов (ПАО). Многофункциональность реагентов обеспечивалась комбинацией ПАО с соединениями различного целевого назначения: гидрофобизирующего, антифрикционного, эмульгирующего и др. Нашли применение при бурении скважин реагенты группы «ROP Enhancers»: «Suns Costa Lube», «BRAND-O-LITE», «C-MUL», «XLR-RATE», «PENETREX», «ULTRAFREE» и др.

Разработка реагентов комплексного действия на основе ПАО проводится и отечественными исследователями. В [133] приводятся результаты успешных экспериментальных исследований по созданию реагента комплексного действия на основе ПАО, сложного эфира (биодизеля), неионогенного Синтанол AJ1M-2 и катионактивного Алкамон ОС-2 поверхностно-активных веществ. Разработанный комплексный реагент «Оптибур» улучшает смазочные, коркообразующие и гидрофобизирующие свойства биополимерного глинистого раствора и в целом улучшает технико-экономические показатели (ТЭП) бурения скважин.

Недостатком всех вышеприведённых исследований является, на наш взгляд, отсутствие данных по влиянию разработанных реагентов на проницаемость продуктивных пластов. Наиболее вероятно, что указанные реагенты комплексного действия (РКД), учитывая их компонентный состав и

поверхностно-активные свойства, должны способствовать сохранению ФЕС продуктивных пластов.

С целью сохранения проницаемости продуктивных пластов на этапах первичного и вторичного вскрытия, глушения скважин также выполнены успешные исследования по разработке реагентов комплексного действия [43, 113, 124, 97, 99, 100]. Анализ выполняемых исследований показывает, что в большинстве случаев при разработке этих РКД, как и РКД для первичного вскрытия пластов, используются композиции в основном ациклических многоатомных спиртов, ацеталей, ионогенных и неионогенных ПАВ. Достаточно часто используются модифицированные оксали. Например, в [99, 100] приводятся композиции на основе реагента оксаль и различных ПАВ: водорастворимого катионного ПАВ - гидрофобизатор ИВВ-1; водонефтерастворимого катионного ПАВ - ГИПХ-65; комплексного ПАВ из катионного и неионогенного составлящих - СНПХ + ПКД-515; комплексного ПАВ - смеси катионного и амфолитного компонентов Синол-Кам. Указанные составы РКД ингибируют гидратацию и набухание глин в полимиктовых коллекторах, повышают степень сродства фаз, гидрофобизируют поверхности твёрдых фаз и др.

Выше было показано, что реализация указанных эффектов очень важна и на этапе первичного вскрытия продуктивного пласта, хотя и не является достаточной для эффективного разбуривания горных пород, когда требуются высокие показатели триботехнических, противоприхватных свойств промывочных жидкостей, хотя бы удовлетворительная совместимость реагентов с базовым раствором, их технологичность и др. Разработка РКД, способных эффективно работать на этапах первичного вскрытия продуктивных пластов и глушения скважины, является актуальной и, вместе с тем, достаточно трудно решаемой, особенно методически, научной задачей.

1.5. Выводы к главе 1. Постановка цели и задач исследований.

Основные выводы к главе 1.

1. Анализ многочисленных исследований фильтрационно-ёмкостных свойств продуктивных пластов указывает на общность механизмов снижения их проницаемости на всех этапах заканчивания скважин, включая первичное вскрытие, ремонтно-восстановительные работы и временную консервацию скважин при кустовом бурении.

2. Управление свойствами технологических жидкостей, используемых при первичном вскрытии продуктивных пластов и глушении скважин, является одним из основных и результативных методов повышения эффективности строительства последних.

3. Основные тенденции улучшения качества технологических жидкостей на водной основе, преимущественно используемых на завершающей стадии строительства скважин, связаны с профилактикой различных видов блокировок и ограничением их зоны в пространстве продуктивных пластов.

4. Используемые в научных исследованиях методики экспериментального изучения свойств технологических жидкостей для работы с продуктивными пластами, особенно на этапе первичного вскрытия, не всегда достаточно хорошо обоснованы, что требует их совершенствования. Необходима разработка новых методов испытаний триботехнических и коркообразующих свойств промывочных жидкостей на водной основе для вскрытия продуктивных пластов.

5. Перспективным направлением совершенствования свойств технологических жидкостей для первичного вскрытия коллекторов и глушения скважин является разработка реагентов комплексного действия на основе синтетических и растительных растворителей, модифицированных композициями ПАВ.

Постановка цели и задач исследований.

Анализ методов и средств профилактики и устранения причин снижения проницаемости продуктивных пластов при первичном их вскрытии и глушении скважин позволил сформулировать цель и задачи диссертационной работы, приведенные во введении.

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Конесев, Василий Геннадьевич

Основные выводы и результаты.

1. Обоснован комплекс экспериментальных методов исследований с целью выбора компонентного состава реагентов многофункционального действия, согласованно улучшающих свойства технологических жидкостей для повышения качества первичного вскрытия продуктивных пластов и эффективность глушения скважин при выполнении ремонтных работ. Усовершенствованы методики по изучению триботехнических свойств буровых промывочных жидкостей и по определению коэффициента трения пары «металл - фильтрационная корка».

2. Разработаны на уровне изобретений модификации реагентов комплексного действия БКР-1.БКР-4, содержащие в различных сочетаниях сложноэфирную, аминную, сульфидную, гидроксильную и карбоксильную функциональные группы. Сравнительными лабораторными испытаниями установлены их преимущества и недостатки. Показано, что эти реагенты конкурентоспособны с используемыми в буровой технологии аналогами, однако они недостаточно эффективны в безглинистых растворах.

3. Разработан на основе доступной отечественной сырьевой базы, хорошо совместимый с глинистыми и безглинистыми промывочными жидкостями реагент БКР-5, эффективно улучшающий их ингибирующие, поверхностно-активные, гидрофобизирующие и антифрикционные свойства. Установлено, что базовая часть этого реагента - концентрат технологической жидкости ТЖ-К2 - может успешно использоваться для получения нового состава глушения (пат. РФ №2260112).

4. На технологическую жидкость на основе реагента ТЖ-К2 разработана техническая документация, выполнены успешные промысловые испытания в УИРС ООО «Газпром добыча Уренгой». Установлено, что концентрат ТЖ-К2 может успешно использоваться при операциях глушения, освоения, промывок песчаных пробок и кратковременных блокировок пласта с целью предупреждения поглощений состава глушения.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Конесев, Василий Геннадьевич, 2012 год

ЛИТЕРАТУРА

1. Абрамзон A.A. Поверхностно-активные вещества: Свойства и применение. Л.:Химия, 1981.-3 04с.

2. Абдулаев А.Д. Некоторые факторы, влияющие на освобождение прихваченного инструмента под действием перепада давления // Азербаджанское нефтяное хозяйство. - 1999.-№4.-С.21-23

3. Адлер Ю.П., Маркова Е.В., Грановский Ю.В. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий. - М.: Наука, 1976.-280с.

4. Акбулатов Т.О., Акчурин Х.И., Левинсон A.M. Моделирование буровых процессов. Учебное пособие. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2004.-77с.

5. Алексеев Ю.Ф., Сенцова Е.П., Давлетбаев М.Г., Шарафутдинов Б.А. Влияние водных растворов ПАВ на механические свойства пород и износостойкость опор буровых долот / РНТС Бурение. - М: ВНИИОЭНГ, 1968.-№6-С.40-41.

6. Александров И.Е. Разработка и внедрение технологических жидкостей для бурения, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов юрских отложений на месторождениях Западной Сибири: автореф.дисс.канд.тех.наук. -Краснодар, 2007.-27с.

7. Аль-Матлуд Талал Меджид. Совершенствование методов повышения смазывающей способности буровых растворов путём регулирования их рецептурного состава с целью уменьшения сил сопротивления в наклонных скважинах: авт.дисс.канд.техн.наук. - Баку, АзИНФТЕХИМ, 1984.-18с.

8. Амиян В.А., Амиян A.B., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. - М.: Недра, 1980.-383с.

9. Аметов И.М., Шерстнёв И.М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин. -М.: Недра, 1989. - 213с.

10. Андерсон Б.А., Губадуллин Н.З., Гилязов P.M. и др. Физико-химические основы применения полисахаридных буровых растворов для заканчивания скважин. - Уфа: Изд-во «Монография», 2004.-248с.

11. Андерсон Б. А., Утяганов И.В., Кошляк В. А., Мурзагулов Г.Г. Исследование электропроводности водонефтенасыщенных пород-коллекторов при фильтрации гидрофобизирующей среды / Сер. «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». - Уфа, 1994.-76с.

12. Андерсон Б.А., Рекин С.А., Пеньков А.И. Буровой раствор с гидрофобизирующими свойствами для вскрытия низкопроницаемых продуктивных коллекторов. - М: ОАО ВНИИОЭНГ, 1997.- 143с.

13. Ахматов A.C. Молекулярная физика граничного трения / Исследования в области поверхностных сил. - М.: Изд-во АН СССР, 1964.-С.93-110.

14. Ахметов A.A. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении. Проблемы и решения. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000. - 219с.

15. Ахметов A.A. Повышение эффективности и экологической безопасности капитального ремонта газовых скважин: авт.дисс.докт.техн.наук. - Уфа:УГНТУ, 2001.-48с.

16. Ахметов A.A. Технологические разработки для ремонта скважин на Уренгойском местороэждении. - Уфа: УГНТУ, 1999. -29 с.

17. Бармотин К.С. Разработка смазочных добавок с повышенными антиприхватными свойствами для бурения и ликвидации прихватов при строительстве скважин: авт. дисс. канд. техн. наук. - Краснодар: ОАО НПО «Бурение», 2007. -27 с.

18. Байназорова Э.Л., Мулюков P.A., Шакиров Л.Г. Реагент комплексного действия из кубовых остатков производства синтетических жирных кислот / Химические реактивы, реагенты и процессы малотоннажной химии: Материалы II Всероссийской конференции по химическим реактивам. «Реактив-98». - Уфа, 1998.-73с.

19. Булатов А.И., Макаров П.П., Шеметов Ю.Ю. Охрана окружающей среды в нефтегазовой промышленности. - М: Недра, 1997.-483с.

20. Валеева H.A. Полимерсолевые растворы с управляющими кольматирующими свойствами для вскрытия продуктивных пластов: авт.дисс.канд.техн.наук. - Уфа: УНИ, 1988.-26 с.

21. Вахрушев JI.H., Лушпеева O.A., Беленко Е.В. Элементы термодинамики промывочных систем. - Екатеринбург, 2003. - 152 с.

22. Виноградова И.Э. Противоизносные присадки к маслам. - М: Химия, 1972.-272с.

23. Гаевой М.С., Кресса М.В., Иванова М.И. Использование отходов нефтеперерабатывающих заводов для обработки буровых растворов / Нефтяное хозяйство. - 1977.-№5. -С. 19-22.

24. Газизов А.Ш., Газизов A.A. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах . -М.:000 «Недра-Бизнесцентр», 1999. - 285с.

25. Газизов A.A. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. - М: ООО «Недра-Бизнецентр», 2002.-639с.

26. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья / Монография. - М.: Недра, 1997.- 352с.

27. Ганджумян P.A. Математическая статистика в разведочном бурении : Сп.пособие. - М.: Недра, 1990. -218с.

28. Гарьян С.А., Кузнецова П.П., Мойса Ю.Н. Опыт применения экологически безопасной смазочной добавки ФК-1 в буровых растворах при бурении нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 1998.-№10.-С.10-14

29. Гасумов P.A., Липчанская Т.А., Шмельков В.Е., Эйсмот Е.А. Высокоминерализованные жидкости для заканчивания и ремонта скважин / Сб. Строительство газовых и газоконденсатных скважин. - М: ВНИИГАЗ, 1996.-С.153-156

30. Глущенко В.Н. Роль водорастворимых неэлектролитов в составе жидкостей для обработки пластов / Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: обзорная информация. - 1994.-С.З8-42

31. Гноевых А.Н., Коновалов Е.А., Вяхирев В.И. и др. Разработка новых смазочных добавок к буровым растворам и результаты их использования / Нефтяное хозяйство, 1998.-№4-С. 18-19

32. Горбунов А.Т., Широков В.А., Крянев Д.Ю. и др. Применение катионных ПАВ для повышения продуктивности скважин / Нефтяное хозяйство, 1992.-№9.-С.20-22

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

34. Грищенко A.M., Тер-Саркисов P.M., Шандрыгин А.Н., Подлок В.Г. Методы повышения продуктивности газоконденсатных скважин .- М.: Недра, 1997.-246с.

35. Гутман Э.Г., Замостякин И.Е., Жидовцев H.A. и др. Ингибирование коррозии подшипников шарошечных долот добавкой смеси гудронов к буровым рстворам / РНТС коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. -М: ВНИИОЭНГ, 1970.-№1.-С.13-14.

36. Дерягин Б.В., Овчаренко Ф.Д. и др. Вода в дисперсных системах. - М: Химия, 1989.-288с.

37. Дихтярь Т.Д. Разработка реагентов для предупреждения прихватов и повышения показателей отработки долот: дисс.канд.техн.наук. - Уфа, 1997.-196с.

38. Патент РФ №219570 Реагент комплексного действия для технологических жидкостей, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин / Конесев Г.В., Докичев В.А., Мулюков P.A.,..., Конесев В.Г. и др. заявл. 2101.2002; опубл.27.02.2003. Бюл.№6.

39. Дудов А.Н., Ахметов A.A., Киряков Г.А. и др. Разработка и внедрение технологической жидкости для ремонта скважин на основе реагента НТЖ-ЗМ / А.Н. Дудов, A.A. Ахметов, ... В.Г. Конесев и др. // Международная научно-техническая конференция «Повышение качества строительства скважин». Сб. науч. тр. - Уфа: Монография, 2005. - С. 181-184.

40. Деминская Н.Г. Разработка технологии сохранения устойчивости литифицированных глин на основе регулируемой кольматации. - Ухта: 2008.- 136с.

41. Жиряков В.Г. Органическая химия. -М.: Химя, 1978.-408с.

42. Зайдель А.Н. Ошибки измерения физических величин. - Л.: Наука, 1974. - 180с.

43. Зейгман Ю.В. Физические основы глушения и освоения скважин. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 1996. - 79с.

44. Зейгман Ю.В., Гумеров O.A., Харин А.Ю. Особенности образования высоковязких водонефтяных смесей при операциях глушения и освоения скважин / Нефть и газ Западной Сибири. Проблемы добычи и транспортировки: тезисы доклада Межгосударственной научно-технической конференции, посвящ. 30-летию Тюменского индустр. института. - Тюмень, 1993.- С.68-69.

45. Зобин И. Применение буровых растворов для качественного вскрытия продуктивного пласта / Бурение и нефть. - 2005.-№4.-С.22-23

46. Зорина JI.M., Филимонов Н.М. Влияние поверхносно-активных веществ на механические свойства горных пород / Технология бурения нефтяных и газовых скважин. - Уфа, 1980. - Вып.7. - С.56-59.

47. Измухамбетов Б.С., Агзамов A.A., Акбулатов Т.О., Сакаев P.M. Повреждение продуктивных пластов в процессе проводки скважины, методы предупреждения и устранения. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2004. - 57с.

48. Исмаков P.A., Конесев В.Г., Матюшин В.П., Мамаева О.Г. Разработка реагентов комплексного действия для улучшения противоизносных и антифрикционных свойств безглинистых растворов. / Башкирский химический журнал. -Уфа: Изд-во Реактив, 2011. Том 18. № 2. -С. 140-143.

49. Канзафаров Ф.Я. Применение новых реагентов при вскрытии и глушении скважин / Башкирский химический журнал. Т.З. - вып.5-6, - С.61-67.

50. Карасёв Д.В. Исследование особенностей осложнений при бурении на больших глубинах, их предупреждение и ликвидация (на примере сверхглубокой скважины): авт.дисс.канд.техн.наук. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1996.-18с.

51. Карпов A.A. Повышение эффективности кислотных обработок высокообводнённых скважин в трещиновато-поровых карбонатных коллекторах: авт.дисс.канд.техн.наук. - Уфа: УГНТУ, 2005. - 23с

52. Каталог жидкостей глушения / НПО «Бурение». - Краснодар: ВНИИКРнефть, 1989. - 46 с.

53. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. - М.: Недра, 1972.-397с.

54. Кистер Э.Г., Михеев B.JI. Механические свойства фильтрационных глинистых корок / Химическая обработка буровых и цементных растворов. -М.: ВНИИБТ, 1970. - вып.27.- 64 с.

55. Киряков Г.А. Разработка блокирующих растворов для глушения скважин Уренгойского месторождения в условиях аномально низких пластовых давлений: дисс.кад.техн.наук - Уфа: УГНТУ, 2001. - 176с.

56. Киселев П.В. Совершенствование буровых растворов и технологий промывки при бурении горизонтальных скважин (на примере месторождений Удмуртии): автореф. дисс. канд. техн. наук. - Бугульма, - 2001.-24с.

57. Коваленко Н.Г., Люкшин JT.M., Смирюков В.П. Использование графита при бурении скважин /РНТС Бурение. -М.: ВНИИОЭНГ, 1974.-№2.-С.7-19.

58. Кондрашов О.Ф., Шарипов А.У. Исследование микрореологических свойств полимерных буровых растворов / Изв. ВУЗов.,сер. Нефть и газ. - 2002.-№2.-С.30-37.

59. Кондрашов О.Ф., Шарипов А.У. Модификация структурно-механических свойств полимеров в пористой среде. - М.: Геоинформак, 2000. - 56с.

60. Кондрашов О.Ф. Физико-химические основы регулирования изолирующих свойств безглинистых полисахаридных буровых растворов: дисс. докт. техн. наук. -Уфа: УГНТУ, 2005. -271с.

61. Колесников H.A., Курумов JI.C. О смазывающих и противоизносных свойствах промывочных агентов в условиях, приближенных к забойным. / Технология бурения нефтяных и газовых скважин. - Уфа, 1975. - Вып.2. -С.129-134.

62. Колонских C.B., Жуйков Е.П., Николаева JI.B. Метод экспрессной оценки противоизностных свойств применительно к работе опро кольжения шарошечных долот / Технология бурения нефтяных и газовых скважин. - Уфа, 1985.-С.32-35.

63. Колтаков В.А. Методические разработки по методам глушения скважин при газонефтеводопроявлениях, в 2-х частях. - Оренбург: ОВЧ, 1988.-С.174.

64. Костянов В.М. Повышение качества вскрытия продуктивных объектов путём регулирования гидродинамического давления при бурении скважин: авт.дисс.канд.техн.наук. - М: Изд. ВНИИБТ, 1985. -23с.

65. Конесев В.Г., Докичев Т.В., Байбулатова Н.З. и др. Исследование новых технологических жидкостей для комплексного использования при капитальном ремонте скважин / Межд. науч.-техн.конф. «Повышение качества строительства скважин»: Сб. науч. тр. - Уфа: Изд.-во «Монография», 2005. - С.194-197.

66. Конесев В.Г., Биглова Р.З., Докичев Т.В. Новые технологические жидкости для работы с нефтегазовыми пластами / Актуальные проблемы нефтехимии: Тезисы II Российской конференции. - Уфа: Изд.-во «Реактив», 2005.-С.115.

67. Конесев Г.В., Мулюков P.A., Шакиров Л.Г., Ахметов A.A. Разработка новых химических реагентов для глушения скважин при капитальном ремонте скважин / Семинар-дисскусия «Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин. - Уфа: УГНТУ, 1996. - С.8

68. Конесев Г.В. К вопросу о снижении фрикцинных свойств фильтрационных корок и контроль за ними / НТС Проблемы нефти и газа Тюмени. - Тюмень, 1977.-Вып.36. - С.30-32

69. Конесев Г.В., Мавлютов М.Р., Спивак А.И. Противоизносные и смазочные свойства буровых растворов. - М.: Недра, 1980,-144с.

70. Конесев Г.В., Мавлютов М.Р., Спивак А.И., Мулюков P.A. Смазочное действие сред в буровой технологии. - М.: Недра, 1993. - 272с.

71. Косяк А.В Разработка минерализованных и ингибированных буровых растворов с применением гетероциклических спиртов для бурения скважин в сложных геолого-технических условиях: авт. дисс. канд. техн. наук - М.:1990. -24с.

72. Крапивина Т.Н. Повышение качества заканчивания скважин совершенствованием технологии вторичного вскрытия: автореф. дисс. канд. техн. наук. - Уфа: УГНТУ, 2005. - 24с.

73. Крысин Н.И. Разработка буровых растворов с низким содержанием твердой фазы и безглинистых для повышения и ускорения строительства скважин: дисс. докт. техн. наук. -Уфа: УНИ, 1987. -478с.

74. Куданов В.И., Сучков Б.М. Новые технологии повышения добычи нефти. - Самара: Кн. Изд-во, 1998. - 368с.

75. Кошелев В.Н. Научные и методические основы разработки и реализации технологии качественного вскрытия продуктивных пластов в различных геолого-технических условиях / Автореферат дисс. докт. техн. наук., г. Краснодар: ОАО «НПО Бурение», 2004. - 48с.

76. Кошкаров Н.Г., Ахметов A.A. Снижение проницаемости при разбуривании газового пласта / Газовая промышленность. - 1990.- №6. - С.50-52.

77. Латыпов И.Ф., Конесев В.Г. Графический метод анализа воздействия химических реагентов на образец нефтенасыщенной породы / Актуальные проблемы нефтегазового дела: Сб.науч.тр. - Уфа: Изд.-во УГНТУ, 2006. - Т.2. -С.37-41.

78. Леренер P.C., Кистер Э.Г. Противоизносные свойства буровых растворов и их улучшение / Химическая обработка буровых и цементных растворов. - М.: Недра, 1971.-Вып. 27.-С.94-112

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

80. Лукманов P.P. Влияние полимерных буровых растворов на коллекторские свойства пород при заканчивании скважин. - Тюмень: ЗапСибБурНИПИ, 1995.-75с.

81. Мавлютов М.Р., Мандель А.Я. Проблемы вскрытия нефтегазовых пластов и пути их решения // Прогрессивные технологии в добыче нефти: Сб.науч.тр. - Уфа: Изд.УГНТУ, 2000. - С. 17-30

82. Мавлютов М.Р., Конесев Г.В., Крысин Н.И., Ягофаров Р.Г. Временная инструкция по применению Т-66 для пеногашения, повышения смазывающих свойств и нейтрализации сероводорода в буровых растворах. - Пермь: ПермНИПИнефть, 1977. - 12с.

83. Мамаева О.Г. Улучшение технологических свойств фильтрационной корки буровых растворов применеием реагентов комплексного действия: дисс.канд.техн.наук. - Уфа: УГНТУ, 2007. - 139с.

84. Мандель А.Я. Совершенствование технологии бурения скважин на шельфе Северных морей: авт.дисс.канд.техн.наук. - Уфа: Изд. УГНТУ, 2001. -24с.

85. Мандель А.Я., Мавлютов М.Р., Конесев Г.В., Чуктуров Г.К. Управление свойствами безглинистого карбонатного раствора для вскрытия продуктивных пластов / Прогрессивные технологии в добыче нефти: Сб.науч.тр. - Уфа: Изд.УГНТУ, 2000. - С. 118-124.

86. Мариампольский H.A., Калугин Ю.П. Результаты применения смазочных добавок к промывочным жидкостям на буровых объединения «Пермнефть» / РНТС Бурение. - М.: ВНИИОЭНГ, 1968. - №3. - С.35-38.

87. Мордухаев Х.М., Уголев B.C. Применение пен в технологических процессах нефтедобычи. Сер Нефтепромысловое дело. - М.:ВИИОЭНГ, 1978. -40с.

88. Мотылёва Г.А. Разработка технологии утилизации жировых отходов рыбоперерабатывающих производств в смазочный компонент бурового раствора: авт.дисс.канд.техн.наук. - Мурманск: МГТУ, 2006. -21с.

89. Мотылёва Т.А., Верховская H.H., Громова Т.А. Новая смазочная добавка к глинистому раствору / Технология бурения нефтяных и газовых скважин. -Уфа: Изд. УНИ, 1985. - С.9-12.

90. Мулюков P.A. и др. Разработка смазочных добавок комплексного действия к буровым растворам / Прогрессивные технологии в добыче нефти: Сб.науч.тр. - Уфа: Изд.УГНТУ, 2000. - с. 124 - 131.

91. Налимов В.В., Налимов В.В., Чернова H.A. Статистические методы планирования экспериментов. - М.: Наука, 1965. - 340с.

92. Некрасов В.И., Ватчинини М.Г., Даутов P.P. Выбор жидкости и параметров глушения скважин / Бурение скважин, - Вып.99. - С.31 -33.

93. Новиков B.C. Физико-химические критерии оценки устойчивости состояния глинистых пород и разработка растворов для предупреждения осложнений при бурении скважин: авт.дисс.докт.техн.наук. - Волгоград: Изд.-во ООО «Лукойл-Волгоград НИПИморнефть», 2002. - 43с.

94. Орлов Г.А. Исследование метода контроля устойчивости гидрофобно-эмульсионных растворов и разработки их рецептур для качественного заканчивания и глушения скважин: авт.дисс. канд.техн.наук. - Уфа: УНИ, 1979. -25с.

95. H.A. Петров, А .Я. Соловьев, В.Г. Султанов и др. Эмульсионные растворы в нефтегазовых процессах. - М.: Химия, 2008. - 440 с.

96. Петров H.A. Совершенствование техники и технологии вскрытия продуктивных пластов применением катиоактивных ПАВ и гидроперфорации: автореф.дисс.канд.техн.наук. - Уфа: УГНТУ, 2003. -24с.

97. Петров H.A., Султанов В.Г., Давыдова И.Н., Конесев В.Г. Повышение качества первичного и вторичного вскрытия нефтяных пластов. - СПб. : ООО «Недра», 2007. - 544с.

98. Пат. 2138538 РФ Смазочная добавка для глинистых буровых растворов и способ её получения / P.A. Мулюков, Г.В. Конесев, Л.Г. Шакиров, Т.Д. Дихтярь, Т.Д. Байназарова, М.Р. Мавлютов, А.Я. Мандель // Открытия. Изобретения. - 1999. - №27

99. Пат.2333233 РФ. Жидкость для глушения и перфорации скважин / H.A. Петров, Г.В. Конесев, И.Н. Давыдова // Открытия. Изобретения. - 2008. - №25

100. Петров А.Н., Конесев Г.В., Давыдова И.Н., Акодис М.М. Композиция флотореагента-оксаль и ПАВ для вторичного вскрытия продуктивных пластов / Химические реактивы, реагенты и процессы малотоннажной химии: Материалы XIX Международной научно-технической конференции «Реактив-2006.-Уфа: Изд. «Реактив», 2006. - С.93-96

101. Писаренко А.П., Поспелова К.А. Курс коллоидной химии. - М.: Высшая школа, 1964. -240с.

102. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. - М.: Госгортехнадзор России, 2003. - 165с.

103. Поляков В.Н., Ишкаев Р.К., Лукманов P.P. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин. - Уфа: Tay, 1999. - 408с.

104. Посташ С.А., Гантамиров Б.М., Вопияков В.А. О влиянии смазывающих добавок в промывочные жидкости на износ бурильных и обсадных колонн / Технология бурения нефтяных и газовых скважин. - Уфа: Изд. УНИ, 1977. -Вып.4. - С.78-82

105. Посташ С.А., Вопияков В.А. Смазывающая добавка ОЖК-ПАВ многофункционального действия / Технология бурения нефтяных и газовых скважин. - Уфа: Изд. УНИ, 1975. - Вып.11. - С.135-139

106. Посташ С.А. Ускорение проводки скважин при повышении показателей работы шарошечных долот и применении смазочных добавок многофункционального действия: авт.дисс.докт.техн.наук. - М.: МИНХиП, 1988.-48с.

107. Поп Г.С., Гереш П.А., Кучеровский В.М. Технико-экономический анализ результатов воздействия технологических жидкостей на призабойную зону продуктивных пластов газоконденсатных месторождений / Обзорная информация. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М: ИРЦ Газпром, 1995. - 101с.

108. Правила ведения ремонтных работ в скважинах. РД 153-39-023-97. - М.: ОАО НПО «Бурение», 1997. - 85с.

109. Пустиланик Е.И. Статистические методы анализа и обработки наблюдений. - М.: Наука, 1968. - 288с.

110. Рабинович Н.Р., Яковенко В.И., Дерновой В.П. Оценка качества вскрытия пластов по данным лабораторных исследований / Нефтяное хозяйство. - 1992. -№2. - С.23.

111. Рахматуллин В.Р., Мавлютов М.Р., Михайлов Б.В. и др. Лабораторно-промысловые испытания новой противоизносной добавки к буровым растворам / Технология бурения нефтяных и газовых скважин - Уфа: Изд. УНИ, 1985. — С.57-61.

112. Резниченко И.Н. Приготовление, обработка и очистка буровых растворов. -М.: Недра, 1982.-230с.

113. Рогачёв М.К., Зейгман Ю.В., Стрижнев К.В. Обоснование и выбор гидрофобизирующих составов для глушения нефтяных скважин при подземном ремонте / Международная научно-техническая конференция «Повышение качества строительства скважин»: Сб.науч.трудов. - Уфа: Изд. ООО «Монография», 2005. -С. 307-310.

114. Руководящий нормативный документ «Технологический регламент на глушение скважин при капитальном ремонте» РД 00158758-2008-99. -Тюмень: «ТюменНИИПРОгаз», 1999. -41с.

115. Рябоконь С.А., Нечаев A.C., Бражников A.A. и др. Применение бромида кальция при перфорации скважины / Нефт. х-во. - 1988, №1. - С.60-62.

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

117. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. - Оренбург: Изд. «Летопись», 2005. - 664с.

118. Салихов Р.Г. Повышение качества вскрытия продуктивных пластов совершенствованием технологии заканчивния скважин на депрессии: авт. дисс. канд. техн. наук. - Уфа: УГНТУ, 2004. - 24с.

119. Сборник инструкций, регламентов и РД по технологиям ОПЗ и стимуляции работы скважин. - Альметьевск: Изд. ТатАсунефть», 1998. - 346с.

120. Северинчак H.A., Масние О.Т. Буровые растворы и их коррозионная активность / РНТС Нефтяная промышленность: Сер. Коррозия и защита в нефтяной промышленности, 1982. - Вып.З. - С.7-10.

121. Соколов Ю.Н. Повышение нейтрализующей способности и устойчивости буровых растворов к воздействию сероводорода: авт.дисс.канд.техн.наук. -Уфа: УНИ, 1985.-23с.

122. Стадухин A.B. Исследования и разработка технологии применения смазочных реагентов для бурении наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием: авт.дисс.канд.техн.наук / A.B. Стадухин. -Тюмень,ТюмГНГУ, 2006. - 25с.

123. Степанов М.Н. Статистические методы обработки результатов механических испытаний: Справочник. - М.: Машиностроение , 1985. - 232с.

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

125. Токунов В.И., И.Б.Хейфец Гидрофобно-эмульсионные буровые растворы. - М.: Недра, 1983. - 167с.

126. Тульбович Б.И. Коллекторские свойства и химия поверхности продуктивных пород. - Пермь, 1975. - 176с.

127. Филипов Е.Ф. Разработка ингибирующего бурового раствора, обеспечивающего устойчивость глинистых разрезов и достоверную интерпритацию результатов геофизических исследований скважин: авт.дисс.канд.техн.наук. - Краснодар: ОАО НПО «Бурение», 2006. - 23с.

128. Фридрихсберг Д.А. Курс коллоидной химии. - Л.: Химия, 1974. ~ 352с.

129. Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химии. Поверхностные явления и дисперсные системы: учебник для ВУЗов. - М.: Химия, 1982. - 400с.

130. Хади Д.М., Зейгман Ю.В. Определение основных параметров процессов вытеснения при моделировании операции глушения и освоения скважин / III

Конгресс нефтепромышленников России: Научные труды. - Уфа: Изд. «Реактив», 2001. -С. 193-194.

131. Хади Д.М., Зейгман Ю.В. Определение коэффициента вытеснения вытеснения жидкости с помощью метода центрифугирования / III Конгресс нефтепромышленников России: Научные труды. - Уфа: Изд. «Реактив», 2001. -С.195.

132. Хемик В.Е., Лонгли А.Д. Прихват бурильной колонны под влиянием перепада давления. - М.: ГОСИНТИ, 1962. - 46с.

133. Христенко A.B. Обоснование химической обработки буровых растворов для предупреждения сальникообразования при разбуривании пластичных горных пород: дисс.канд.техн.наук. - Уфа: УГНТУ, 2010. - 187с.

134. Шадымухамедов С.А. Справочное пособие для операторов по химической обработке скважин. - Пермь: Электронные издательские системы, 2005.- 322 с.

135. Шерстнёв Н.М., Расизаде Я.М., Ширинзаде С.А. Предупреждение и ликвидация осложнений в бурении. - М.: Недра, 1979. - 304с.

136. Шехтер Ю.Н., Крейн С.Э., Тетерина Л.Н. Маслорастворимые поверхностно-активные вещества. - М.: Химия, 1978. - 304с.

137. Шихалиев И.Ю. Разработка технологических жидкостей для восстановления производительности газовых скважин: авт.дисс.канд.техн.наук. - М.: ОАО НПО «Буровая техника», 2009. - 16с.

138. Шульгина Н.Ю. Исследование и разработка водоизолирующих составов для физико-химической кольматации проницаемых пластов в процессе бурения скважин: авт.дисс.канд.техн.наук. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1997. - 23с.

139. Ягафаров А.К. Геолого-геофизические основы технологий интенсификации притоков в нефтегазорзведочных скважинах: авт.дисс.докт.геолого-мин-х наук. - Тверь, НПГП «Гере», 1994. - 45с.

140. Ялунин М.Д. Улучшение смазывающей способности буровых растворов с целью повышения показателей работы долот: авт.дисс.канд.техн. - Грозный: 1985.-24с.

141. Яров А.Н., Жидовцев Н.А., Гильман Г.М., Кендис М.Ш. Буровые растворы с улучшенными смазывающими свойствами. - М.: Недра, 1975. - 143 с.

142. Яров А.Н., Жидовцев Н.А., Левченко А.Т. Влияние смазочных добавок СГ и СМАД-1 на величину гидравлических сопротивлений / РНТС Бурение. -М.: ВНИИОЭНГ, 1973. -№1. - С.20-22.

143. Яров А.Н., Жидовцев Н.А., Кондис М.Ш. и др. Смазочные добавки к буровым растворам. - М.: ВНИИОЭНГ, 1975. - 87с.

144. Bland R.G., Halliday В., Zlierhaus R., Jsbell M., McDonald S., Peseier R.: «Drilling Fluid and Bit Enhancements for Drilling Shales». AADE Paper presente at the 1999 Annual Tehnical Forum-Improvements in Drilling Fluids Technolodgy.

145. Drilling, Completion and workover Fluids Special Supplement World oil Published in June 2008. Приложение к журналу «Нефтегазовые технологии», №11, Изд. «Топливо и энергетика», Москва, 2008. - 63с.

146. Freiheim, J.E. and Conn H.L. 1996. Second generation synthetic fluids in the North Sea: JADS,SPE 35061. Pages 215-228 in: IADC / SPE Drilling Conferee. New Orleans, 12-15 March 1996. Society of Petrleum Engineers, Inc. Richardson, TX.

147. Friedheim J.E. and R.M. Pantermuehl. 1993. Superior performance with minimal environmental impact: a novelnonaq ueous drilling fluid. SPE / JADC 25753. Pages 713-726 Jn: 1993 SPE / JADC Drilling Conference. Amsterdam, 23-25 Febrary 1993. Society of Petroleum Engineers, Inc. Richarson, TX.

148. Kenny P., M. Norman, A.M. Friestad and B. Ricvik. 1996. The development and field testing of a Less hazardous and technically superior oil based drilling fluid. SPE 35952. Pages 527-535 In: International Conferece on Health Safety and Enviroment. New Orleans, Luisiana, 9-12 June 1996. Socity of Petroleum Engineers, Inc. Richardson, TX.

149. Limia 1.М/ 1996. Seabed surveys: the best means to assess the environmental impact of drilling fluid discharges. SPE 36048. Pages 803-813. Society of Petroleum Engineers, Inc. Richardson, TX.

150. Smith M. Rate of Penetration Enhancers for Water-Rased Fluids. Journal of Petroleum Tehnology, Febrary, 1997, p. 17.