Разработка ингибирующего бурового раствора для бурения в глинистых отложениях

Тип работы:
Диссертация
Предмет:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
Страниц:
194


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Актуальность работы. Обеспечение высоких темпов добычи нефти и газа в нашей стране неизбежно связано с разработкой новых месторождений углеводородного сырья, характеризующихся как более глубоким расположением продуктивных горизонтов, так и более сложными горногеологическими условиями, по сравнению с районами массового бурения. Например, уникальное по составу полезных ископаемых Астраханское газоконденсатное месторождение (ГКМ) имеет проектные глубины до 4100 м. Помимо трудностей, обусловленных аномально высоким пластовым давлением (АВПД), сероводородной агрессией и наличием мощных толщ хемогенных отложений, строительство скважин сопровождается проблемами, связанными с бурением терригенных горных пород. Разрушение стенок в процессе бурения происходит практически во всех скважинах Астраханского ГКМ. Интенсивные осыпи и обвалы стенок, представленных пластичными серыми глинами и плитчатыми (трещиноватыми) аргиллитами палеогенового возраста, наблюдаются повсеместно, особенно при бурении под кондуктор и первую техническую колонну. Осложнения, как правило, характеризуются подклинками, затяжками и посадками бурильного инструмента. Проработки и восстановление ствола скважины нередко занимают более пяти суток и значительно снижают коммерческую скорость бурения. Проводка скважин в условиях соленосных горных пород также сопровождается негативными явлениями вследствие отрицательного влияния солей на свойства бурового раствора. Поэтому проблема повышения устойчивости стенок глубоких скважин в глинистых отложениях горных пород является весьма актуальной.

Цель работы. Повышение устойчивости стенок глубоких скважин в сложных горно-геологических условиях при бурении в глинистых отложениях горных пород путем создания бурового раствора, обладающего высокими ингибирующими способностями.

Основные задачи исследований.

1. Проведение анализа существующих систем ингибирующих буровых растворов и методов повышения их ингибирующих свойств, а также оценка качества вскрытия глинистых отложений при использовании существующих систем ингибирующих буровых растворов.

2. Выявление причин, вызывающих диспергирование глинистых частиц горных пород при контакте с водной фазой бурового раствора.

3. Изучение горно-геологических условий бурения скважин на Астраханском ГКМ и анализ характера осложнений, связанных с проводкой скважин в глинистых отложениях.

4. Обоснование совместимости выбранных ингибирующих компонентов новых реагентов-ингибиторов, позволяющих получить высокий эффект ингибирования с учетом их комплексного воздействия.

5. Выбор оптимального компонентного состава новых реагентов-ингибиторов и разработка новой рецептуры системы ингибирующего бурового раствора.

6. Проведение экспериментальных исследований для определения влияния полученной системы ингибирующего бурового раствора на глинистую горную породу в условиях полиминеральной и температурной агрессии и оптимизации ее технологических параметров.

7. Проведение промысловых испытаний нового ингибирующего бурового раствора и определение его влияния на устойчивость стенок скважин.

Достоверность и обоснованность научных положений, выводов и рекомендаций обеспечены современными методами и средствами химико-аналитических исследований, выполненными в аккредитованных лабораториях, использованием статистических методов обработки информации, подтверждением теоретических положений данными экспериментальной и промышленной апробации.

Научная новизна работы.

1. Разработаны рецептуры высокоингибирующих буровых растворов, содержащих модифицированные составы комплексных реагентов-ингибиторов на основе талового пека — КЛСП-Ингибитор и ОТП-Ингибитор, обеспечивающие устойчивость стенок глубоких скважин при бурении в глинистых отложениях.

2. Теоретически обоснован и экспериментально подтвержден высокий ингибирующий эффект совместного действия компонентов, входящих в новые реагенты — жирных и смоляных кислот омыленного талового пека и носителей активных катионов хлористого калия и гашеной извести, традиционно используемых в качестве ингибиторов.

3. Экспериментально доказана возможность эффективного применения реагентов на основе талового пека в условиях полиминеральной агрессии и высоких забойных температур при бурении глубоких скважин.

4. Теоретически и экспериментально изучены процессы взаимодействия фильтрата бурового раствора и глинистой породы, в результате которых происходит набухание (диспергирование, размокание) глинистых частиц. Дано объяснение химико-физических механизмов гидрофобизации поверхности раздела на границе фаз & laquo-порода — раствор& raquo- при воздействии омыленных жирных и смоляных кислот, содержащихся в фильтрате бурового раствора, позволившее определить возможность использования дополнительных путей ингибирования с целью получения максимального ингибирующего эффекта новых реагентов на основе талового пека.

5. Научно обоснована методика определения ингибирующей способности бурового раствора при его взаимодействии с гидрофильными породами, позволяющая не только качественно охарактеризовать процессы разупрочнения терригенных пород, но и прогнозировать время устойчивого состояния стенок скважины, что особенно важно для бурения в сложных горно-геологических условиях.

Практическая ценность и реализация работы.

1. Разработаны модифицированные реагенты КЛСП-Ингибитор и ОТП-Ингибитор, на основе доступного сырья — остаточного продукта лесохимического производства, позволяющие без дополнительных средств получать высокоингибирующий буровой раствор для обеспечения устойчивости стенок скважин при бурении глинистых отложений в условиях высоких температур и полиминеральной агрессии.

2. Экспериментально определены и подтверждены на практике оптимальные концентрации разработанных реагентов в составе промывочной жидкости, позволяющие достичь максимального ингибирующего эффекта бурового раствора.

3. Разработана технология приготовления порошкообразной формы комплексных модифицированных реагентов, что позволяет без существенных трудовых и временных затрат перевести традиционно используемый на Астраханском ГКМ лигносульфонатный глинистый буровой раствор в высокоингибирующий.

4. Разработана и внедрена в филиале & laquo-Астрахань бурение& raquo- ООО & laquo-Газпром бурение& raquo- (быв. филиал & laquo-Астраханьбургаз»- ДООО & laquo-Бургаз»-) технология применения комплексного модифицированного реагента КЛСП-Ингибитор при бурении глубоких скважин, оформленная в виде руководящего инструктивного документа.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на научно-технической конференции молодых специалистов ДООО & laquo-Бургаз»- (Анапа, 2003) — на Конкурсе & laquo-ТЭК-2003»- на лучшую научно-техническую разработку среди молодежи предприятий, научно-исследовательских институтов и учебных заведений (Москва, 2003) — на Межотраслевой научно-практической конференции & laquo-Разведочное бурение на суше и континентальном шельфе России& raquo- (Краснодар, 2005) — на Научно-технической конференции молодых работников и специалистов ООО & laquo-Газпром добыча Астрахань& raquo- & laquo-Газпром. Наука. Молодежь& raquo- (Астрахань, 2009) — на конференциях и семинарах Северо-Кавказского государственного технического университета (Ставрополь, 2005, 2007, 2009) — на Ученом совете ОАО НПО & laquo-Буровая техника& raquo- - ВНИИБТ (Москва, 2010).

Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 12 печатных работах, в т. ч. 6 работ опубликовано в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях из Перечня ВАК Минобрнауки Р Ф.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти разделов и основных выводов. Работа изложена на 167 страницах машинописного текста, содержит 23 таблицы, 19 рисунков, 5 приложений. Список использованных источников включает 138 наименований.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Разработан и испытан при бурении ингибирующий буровой раствор, содержащий модифицированные реагенты на основе талового пека, позволяющий предупредить гидратацию глинистых отложений в сложных горно-геологических условиях, на примере Астраханского газоконденсатного месторождения.

2. Показано, что проблему повышения устойчивости стенок скважин в глинистых отложениях нельзя решить путем применения ингибиторов одностороннего действия и для достижения максимального положительного эффекта необходима разработка ингибирующих систем буровых растворов, включающих комплекс разнонаправленных механизмов ингибирования.

3. Разработаны модифицированные составы комплексных реагентов-ингибиторов — КЛСП-Ингибитор и ОТП-Ингибитор, на основе остаточного продукта химического производства — талового пека, применение которых позволило повысить устойчивость стенок глубоких скважин при бурении в глинистых отложениях Астраханского ГКМ.

4. Теоретически обоснован и экспериментально подтвержден высокий ингибирующий эффект совместного действия входящих в состав новых реагентов талового пека и традиционно используемых носителей активных катионов — хлористого калия и гашеной извести.

5. Определена и экспериментально доказана устойчивость систем ингибирующих буровых растворов, содержащих реагенты на основе талового пека, к полиминеральной и температурной агрессии, что позволило обеспечить возможность их эффективного применения в условиях высоких забойных температур Астраханского ГКМ.

6. Разработана и применена на практике технология приготовления порошкообразной формы комплексных модифицированных реагентов, позволяющая без существенных трудовых и временных затрат перевести традиционно используемый лигносульфонатный глинистый буровой раствор в высокоингибирующий.

7. В результате промысловых испытаний разработанного ингибирующего бурового раствора на скважине № 709 Астраханского ГКМ в интервале от 2155 до 3095 м получено значительное уменьшение затрат времени на бурение и проработку ствола скважины, а также снижение затрат времени на приготовление и химобработку бурового раствора. Экономический эффект по скважине составил 2,7 млн. рублей.

ПоказатьСвернуть

Содержание

1. ТЕОРИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКОГО ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ ФИЛЬТРАТА БУРОВОГО РАСТВОРА С ГЛИНИСТЫМИ МИНЕРАЛАМИ.

1.1 Процесс взаимодействия глинистых пород с фильтратом бурового раствора.

1.2 Анализ существующих механизмов ингибирования глинистых минералов.

1.3 Выводы к Главе 1.

2. СОВРЕМЕННЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О СИСТЕМАХ ИНГИБИ-РУЮЩИХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ.

2.1 Условия залегания глинистых отложений на Астраханском газо-конденсатном месторождении.

2.2 Опыт бурения глинистых отложений на Астраханском ГКМ.

2.3 Обзор современных систем ингибирующих буровых растворов.

2.3.1 Характеристика систем ингибирующих буровых растворов.

2.3.2 Применение ингибирующих буровых растворов с целью сохранения устойчивости стенок скважины.

2.4 Выводы к Главе 2.

3. ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ИНГИБИРУЮЩИХ КОМПОНЕНТОВ ДЛЯ НОВЫХ РЕАГЕНТОВ. ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ

ИССЛЕДОВАНИЙ.

3.1 Выбор ингибирующих компонентов для новых реагентов, обладающих различными механизмами ингибирования.

3.1.1 Технологический процесс получения талового пека и его применение в регулировании технологических параметров буровых растворов.

3.1.2 Дополнительные ингибирующие компоненты для нового реагента.

3.2 Теоретическое обоснование получения синергетического эффекта ингибирования выбранными компонентами глинистых отложений.

3.2.1 Процесс адсорбции ионов К+, Са+ и ионизированной формы жирных и смоляных кислот талового пека на поверхности глинистых частиц.

3.2.2 Химическое взаимодействие адсорбированных ионов ингибирующих агентов с кристаллической решеткой глинистых минералов, выявление синергетического эффекта гидрофобизации поверхности глинистой частицы.

3.3 Методы и приборы экспериментальных исследований.

3.3.1 Характеристика объектов исследования.

3.3.2 Методы исследования технологических параметров буровых растворов.

3.3.3 Выбор методики оценки ингибирующей способности буровых растворов.

3.4 Разработка оптимальных составов новых модифицированных реагентов на основе талового пека.

3.4.1 Исследование ингибирующей способности талового пека.

3.4.2 Математическое планирование эксперимента. Разработка рецептур новых инги-бирующих реагентов КЛСП-Ингибитор и ОТП-Ингибитор.

3.5 Создание порошкообразной формы новых модифицированных реагентов — ОТП-Ингибитор и КЛСП-Ингибитор.

3.6 Выводы к Главе

4. ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ. ОТРАБОТКА ОПТИМАЛЬНЫХ СОСТАВОВ НОВЫХ ИНГИБИРУЮЩИХ РЕАГЕНТОВ.

4.1 Изучение влияния реагентов КЛСП-Ингибитор и ОТП-Ингибитор на ингибирующую способность и основные свойства бурового раствора.

4.2 Исследование устойчивости новых реагентов к температурному воздействию и полиминеральной агрессии в условиях бурения Астраханского ГКМ.

4.2.1 Результаты исследований по изучению температурного воздействия на технологические параметры новых систем буровых растворов на основе талового пека.

4.2.2 Результаты исследований по изучению влияния солевой агрессии на технологические параметры новых систем буровых растворов на основе талового пека.

4.3 Выводы к главе 4.

5. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ

СИСТЕМЫ ИНГИБИРУЮЩЕГО БУРОВОГО РАСТВОРА НА

ОСНОВЕ ТАЛОВОГО ПЕКА.

5.1 Характеристика осложнений, связанных с неустойчивостью стенок скважин при бурении глинистых отложений на Астраханском ГКМ

5.2 Результаты промыслового испытания ингибирующей системы бурового раствора на основе талового пека.

5.2.1 Технология приготовления ингибирующего бурового раствора на основе талового пека.

5.2.2 Внедрение ингибирующего бурового раствора, содержащего

КЛСП-Ингибитор на скважине № 709 Астраханского ГКМ.

5.3 Технико-экономические показатели промышленного применения модифицированного реагента КЛСП-Ингибитор.

5.4 Выводы к Главе 5.

Список литературы

1. Аветисян Н. Г. Выбор плотности бурового раствора при разбуривании глинистых отложений//ЭИ. Серия: Бурение. — 1978. № 5.- С. 4−7.

2. Аветисян Н. Г. Выбор типа бурового раствора для бурения в неустойчивых породах // Бурение: РНТС / ВНИИОЭНГ. 1983. — Вып. 19(58). — С. 12−13.

3. Адельсон И. В., Галузо Ю. В. Исследование солевого состава глинистых пород в связи с кавернообразованием в скважинах / Оптимизация и совершенствование технологии бурения и испытания поисковых и разведочных скважин. М.: ВНИГНИ, 1984. — 174−176 с.

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

5. Александрович Х. М. Основы применения реагентов при флотации калийных руд. Минск.: Наука и техника, 1973. — 213 с.

6. Ангелопуло О. К. Кальциевые глинистые растворы. Гостоптехиздат, 1962. -65−68 с.

7. Ангелопуло О. К., Подгорнова В. М. Буровые растворы для осложненных условий. -М.: Недра, 1988. 154−156 с.

8. Ангелопуло O.K., Хахаев Б. Н., Сидоров Н. А. Буровые растворы, используемые при разбуривании солевых отложений в глубоких скважинах, М.: ВНИИОЭНГ, 1978.- 95−96 с.

9. Андерсон Б. А., Шарипов А. У., Минхайров К. Л. Полимерные буровые растворы за рубежом. / О И Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. — 167−168 с.

10. А.с. 1 039 949. СССР. Реагент для обработки буровых растворов / А. Н. Андрусяк, A.M. Мельник, М. С. Гаевой, М. В. Кресса / Открытия. Изобретения. -1983. -45 с.

11. А.с. 861 387. СССР. Ингибитор разупрочнения и диспергирования горных пород / А. Г. Розенгафт, И. М. Борзенков, Т. К. Кашина, А. Г. Воробьев / Открытия. Изобретения. -1981. 72 с.

12. А.с. 883 135. СССР. Буровой раствор / И. Ю. Харив, А. Е. Шаповал, В. И. Тимашенко / Открытия. Изобретения. -1981. 66 с.

13. Ахмадеев Р. Г. Особенности бурения скважин в глинистых породах / Разработка нефтяных и газовых месторождений. Итоги науки и техники. М.: изд. ВИНИТИ, 1977. -С. 53−62.

14. Ахмадеев Р. Г., Данюшевский B.C. Химия промывочных тампонажных жидкостей. М.: Недра, 1981. — 83 с.

15. Ахназарова С. Л., Кафаров В. В. Оптимизация эксперимента в химии и химической технологии: Учебное пособие для химико-технологичсеких ВУЗов. -М.: Высшая школа, 1978. -319с.

16. Басарыгин Ю. М., Будников В. Ф., Булатов А. И. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации: Справ. Пособие: в 6 т. М. ЮОО «Недра-Бизнесцентр», 200. -Т.1. -340−344 с.

17. Биополимер БП-1 — новый химический реагент для обработки буровых растворов / Дедусенко Г. Я. и др./ ОИ НПО & laquo-Бурение»- М.: ВНИИОЭНГ, 1980.- С. 8−20.

18. Брек Д. Цеолитовые молекулярные сита. М.: Мир, 1976. — 768 с.

19. Булатов А. И., Габузов Г. Г. Гидромеханика углубления и цементирования скважин. М., 1992. — 368 с.

20. Булатов А. И., Пеньков А. И., Проселков Ю. М. Справочник по промывке скважин. М.: Недра, 1984. — 291−294 с.

21. Булатов А. И., Проселков Ю. М., Рябченко В. И. Технология промывки скважин. -М.: Недра, 1981. -192−197 с.

22. Васильченко С. В., Потапов А. Г., Гноевых А. Н. Современные методы исследования проблемы неустойчивости глинистых пород при строительстве скважин. М.: ИРЦ Газпром, 1998. — 16−17 с.

23. Войтенко B.C. Управление горным давлением при бурении скважин. М.: Недра, 1985. -102−103 с.

24. Войтенко B.C., Пономарева Н. Б., Тур В. Д. и др. Сопоставление показателей набухания и устойчивости глинистых пород // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1982. № 11. — С. 26−31.

25. Войтенко B.C. Прикладная геомеханика в бурении. М.: Недра. 1990. — 236 с.

26. Гамзатов С. М. Влияние осмотических явлений на кавернообразование. / Бурение, 1974.- № 8. -С. 16−18.

27. Гедройц К. К. Избранные сочинения. Т. 2. М.: Госсельхозиздат, 1955. — 254 с.

28. Гельфман М. И., Ковалевич О. В., Юстратов В. П. Коллоидная химия. СПб.: Лань, 2003. -336 с.

29. Глинистые растворы в бурении (вопросы химической обработки). — Гостоптехиздат, 1963. 132 с.

30. Городнов В. Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. М.: Недра, 1977. — 128−132 с.

31. Городнов В. Д., Леонов Е. Г., Войтенко B.C. О физико-химическом воздействии бурового раствора на напряженное состояние горных пород в стенках скважин. // Изв. Вузов. Сер. Геология и разведка, 1977. -№ 3, — С. 84−87.

32. Грязнов Г. С., Сафиуллин М. Н., Шашков В. М. Влияние калиевого бурового раствора на прочностные свойства горных пород / Проблемы нефти и газа Тюмени.- ТюменыЗапСибНИГНИ, 1980. вып. 46.- С. 58 63.

33. Дамаскин Б. Б., Петрий О. А. Введение в электрохимическую кинетику. М.: Высшая школа, 1976. — 416 с.

34. Дедусенко Г. Я., Иванников В. И., Липкес М. И. Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы. М.: Недра, 1985. — 164−168 с.

35. Денисов Н. Я. Природа прочности и деформации грунтов. М.: Стройиздат, 1972. -134 с.

36. Дж.Р. Грей, Г. С. Г. Дарли. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). -М.: Недра, 1985. -254−263 с.

37. Допилко Л. И., Лужаница В. Н., Мирошниченко Н. Л. Эффективностьприминения полимера марки ДК-Дрилл А-1 / Нефтяная и газовая промышленность. Киев, 1988. — № 1. — С. 28−29.

38. Допилко Л. И., Неудачина В. И., Фомина Е. А. Приминение полимерного раствора на основе метаса при бурении неустойчивых отложений карбона / Пути повышения скорости бурения скважин в отложениях Укрнефть и Беларусьнефть. Киев, 1988. — 57−62 с.

39. Дороднов И. П. Факторы, определяющие разрушение породы в приствольной зоне скважины / Техника и технология бурения глубоких скважин Северного Кавказа. Грозный, 1979. — Вып. 31. — 162 с.

40. Желтов Ю. П. Деформация горных пород. М.: Недра, 1985. — 162 с.

41. Иванников В. И. Механизм разрушения глинистых пород при взаимодействии с буровыми растворами / Оптимизация и совершенствование технологии бурения и испытания поисковых разведочных скважин. -М.: ВНИГНИ, 1984. 214−16 с.

42. Иванников В. И., Дедусенко Г. Я., Липкес М. И. Полимербентонитовые растворы с малым содержанием твердой фазы и опыт их приминения. // Тр. / ВНИИБТ. 1979. — вып. 14. — С. 30−36.

43. Иванников В. И., Иванников И. В. К вопросу об осложнениях, связанных с обвалами стенок скважины при разбуривании аргиллитовых толщ // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1999. № 3. — С. 38. 43.

44. Ивищенко Р. И., Швецер П. З. Утяжеленные глинистые растворы для борьбы с обвалами/ Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1976. № 4. — С. 45−48.

45. Инструкция по усовершенствованной технологии регулирования структурно механических свойств утяжеленных буровых растворов: РД39. 147 009−704−87Р / Л. А. Свиридов Краснодар, 1987. — 16 с.

46. Исмагилов P.M., Радбиль А. Б., Радбиль Б. А. Получение продуктов на основе таллового пека // Новые достижения в химии и химической технологии растительного сырья: Материалы Всероссийского семинара. -Барнаул, 2002. С. 209−211.

47. Исмайлов Ф.А. Г. Осмотические прцессы в системе «скважина-пласт» и их влияние на состояние горных пород приствольной зоны: Автореф. дисс. канд. техн. наук. Баку, 1974. 83−85 с.

48. Исследования эффективности действия комплексонов на буровые растворы / Лимановский В. М. и др. // Нефтяное хозяйство, 1985. № 12. — С. 17−18.

49. Капуров И. Н. Механика горных пород. М.: Недра, 1981. — 142−144 с.

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

51. Кистер Э. Г., Губарева Т. Г., Глинистые растворы в бурении. М.: Гостоптехиздат, 1963. — 245−248 с.

52. Кистер Э. Г., Липкес М. И. Хлоркальциевые растворы. / Нефтяное хозяйство, 1962.- № 5, — С. 43−45.

53. Кокотов Ю. А., Пасечник В. А. Равновесие и кинетика ионного обмена.

54. Ленинград.: Химия, 1970. 336 с.

55. Коротко О. Н., Сидоров Т. К., Соколова И. Е. Бурение скважин в неустойчивых породах/ Отечественный опыт. Сер. & laquo-Бурение»-. — М.: ВНИИОЭНГ, 1986. № 2. -54 с.

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

57. Кудряшов Б. Б., Яковлев А. М. Бурение скважин в осложненных условиях: Учеб. пособие для вузов. М.: Недра, 1987. — 262−264 с.

58. Курочкин Б. М., Кружикова О. Н. Применение полиоксиэтилена при бурении скважин в осложненных условиях // Нефтяное хозяйство. 1989. -№ 5, — С. 15−17.

59. Ламбия А. И., Куралов У. М. К вопросу крепления стенок скважин в неустойчивых гидрофильных породах / Исследование рациональной технологии бурения скважин. Ташкент, изд. ТЛИ, 1983. -172−174 с.

60. Лесохимические продукты сульфатцеллюлозного производства / Головин А. И., Трофимов А. Н., Узлов Г. А. и др. М., 1998. — С. 288.

61. Мавлютов М. Р., Ягофаров Р. Г., Крысин М. И., Абагильдин P.M. Некоторые вопросы применения калиевых буровых растворов // Бурение: РНТС / ВНИИОЭНГ. -1980. Вып. 3. С. 24−27.

62. Магомедов М. 3., Орлов А. В. Растворы для бурения в неустойчивых горных породах // Обзор, инф. Сер.: & laquo-Бурение»-. М.: ВНИИОЭНГ, 1981. — Вып. 8. — С. 8−10.

63. Макаренко П. П. Комплексное решение проблем развития газодобывающего региона. М.: Недра, 1996. — 35 с.

64. Маковей Н. Гидравлика бурения. М., Недра, 1986. — 600 с.

65. Методика контроля параметров буровых растворов: РД 39−147 001−773−2004//ОАО НПО «Бурение"/В.И. Демихов Краснодар, 2004. — 136 с.

66. Мамаева О. Г. Улучшение технологических свойств фильтрационной корки буровых растворов применением реагентов комплексного действия: Дис. канд. техн. наук. Уфа, 2007.- 60 с.

67. Методика оценки ингибирующих свойств буровых растворов: РД 3 920 813−82//ОАО & laquo-НПО Бурение& raquo-. Краснодар, 1982, — 3 с.

68. Методические указания по прогнозированию устойчивости стенок скважин / Л. Е. Симонянц, В. Н. Ромашов, А. И. Черняховский, Г. Р. Власов. -Грозный: ГНИ- СевКавНИПИгаз, 1979. -48 с.

69. Михеев В. Л. Технологические свойства буровых растворов. — М.: Недра, 1979. -236 с.

70. Михеев В. Л., Козлов В. И. К вопросу о методике оценки устойчивости глинистых сланцев при взаимодействии с буровыми растворами // Тр. / ВНИИБТ. 1977. &mdash-Вып. 4. -С. 105−113.

71. Мухитдинов К. М., Шарипов А. С. Разработка рецептуры хлоркалиевого раствора для бурения глинистх отложений Сурхадарьинской впадины // Тр. / Ин-т геологии и разведки нефт. и газ. месторождений, 1986.- № 58. С. 32−37.

72. Налимов В. В., Чернова Н. А. Статистические методы планирования экспериментов. М.: Наука, 1965. — 340 с.

73. Неудачина В. И., Фомина Е. А. Применение сополимера М-14 В при проводке скважин с температурой на забое выше 200 & deg-С / РНТС Бурение, 1970. -№ 10. -С. 22.

74. Николаевский В. Н. Геомеханика и флюидодинамика. М.: Недра, 1996. — 273 с.

75. Новиков B.C. Влияние ингибированных растворов на устойчивость глинистых пород при бурении скважин: Дис. канд. техн. наук. М., 1968. — 112 с.

76. Новиков B.C. Устойчивость глинистых пород при бурении скважин. М.: Недра, 2000. -7−11 с.

77. Новиков B.C. Оценка физико-химического состояния глинистых пород при бурении скважин. // Азербайджанское нефтяное хозяйство. -1987. -Вып. 8. -С. 26−42.

78. Новиков B.C., Долгих А. Е., Ферапонтов В. Н. и др. Применение калиевого раствора при бурении глубоких скважин в неустойчивых глинах в условиях АВПД / Вопросы технологии бурения скважин в условиях АВПД и сероводородной агрессии. М., 1980. С. 16−22.

79. Обработка буровых растворов полиакриламидом и кремнийорганической жидкостью / Гарьян С. А. и др. // Нефтяное хозяйство. 1982. — № 8. — С. 8−12.

80. Овчаренко Ф. Д. Гидрофильность глин и глинистых минералов. Киев: Изд-воАУССР, 1961.- 157−161 с.

81. Огибалов П. М., Мирзаджанзаде А. Х. Нестационарные движения вязко-пластичных сред. М.: Изд-во МГУ, 1970 -415 с.

82. Осипов В. И. Природа прочностных и деформационных свойств глинистых пород. М.: Недра, 1989. — 265 с.

83. Осипов В. И, Соколов В. Н., Румянцева Н, А. Микроструктура глинистых пород. -М.: Недра, 1989. -286 с.

84. О природе осложнений в бурении, связанных с осмотическими явлениями в системе «скважина-пласт» / А. А. Мовсумов, Т. З. Измайлов, Р. И. Кулиев и др. // Изв. вузов, сер. Нефть и газ, 1973. № 12. — С. 23−28. 86. 89

Заполнить форму текущей работой