Физико-химические основы регулирования изолирующих свойств безглинистых полисахаридных буровых растворов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, доктор технических наук Кондрашев, Олег Федорович

• Кондрашев, Олег Федорович
• доктор технических наук
• 2005

Оглавление диссертации доктор технических наук Кондрашев, Олег Федорович

ВВЕДЕНИЕ.

1. ГРАНИЧНЫЕ СЛОИ ЖИДКОСТИ И МЕТОДЫ ИХ ИССЛЕДОВАНИЯ.

1.1. Фильтрационные аномалии и граничные слои.

1.2 Обзор экспериментальных методов.

1.2.1 Механические методы.

1.2. 2. Оптические методы.

1.2.3 Электрофизические методы.

1.3 Выбор метода исследования.

1.3.1 Теоретические основы метода.

1.3.2 Описание экспериментальной установки.

1.4 О корректности измерений.

1.4.1 Ньютоновские жидкости.

1.4.2 Неньютоновские жидкости.

1.5 О погрешности измерений.

ВЫВОДЫ.

2. ИССЛЕДОВАНИЕ КИНЕТИКИ СТРУКТУРООБРАЗОВАНИЯ.

2.1 Характеристика объектов исследования.

2.2 Исследование кинетики структурообразования.

2.2.1 Полиакрилатные растворы.

2.2.2 Полисахаридные растворы.

2.2.2.1 Фильтрат буровой системы «Афроникс».

2.2.2.2 Полисахаридно-полигликолевый раствор.

2.2.2.3 Полисахаридный полигликолево-формиатовый раствор.

2.2.2.4 Полисахаридно-солевой раствор.

2.2.2.5 Полимер-солевой раствор.

2.3 Влияние стабилизаторов и регуляторов фильтрационных свойств.

2.3.1 Полисахаридный раствор с модифицированным кольматантом.

2.3.2 Полисахаридно-калиевый.

2.3.3 Эмульсионно-гелевый раствор.

2.4 Влияние минерализации раствор.

2.5 Влияние температуры и величины узкого зазора.

2.6 О механизме структурообразования.

ВЫВОДЫ.

3. ВЛИЯНИЕ КОМПОНЕНТНОГО И ДОЛЕВОГО СОСТАВА НА СТРУКТУРНО - МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА РАСТВОРОВ

3.1 Изменение долевого состава основных компонентов.

3.1.1 Полиакрилатные растворы.

3.1.2 Полисахаридные растворы.

3.1.2 1. Полисахаридный раствор с модифицированным кольматантом.

3.1.2.2 Полисахаридно-калиевый раствор.

3.1.2.3. Эмульсионно-гелевый раствор.

3.2 Влияние неорганических ингибиторов.

3.2.1 Полиакрилатные растворы.

3.2.2. Полисахаридные растворы.

3.3 Влияние температуры.

3.3.1 Полиакрилатные растворы.

3.3.2 Полисахаридные растворы.

3.3.2.1 Фильтрат глинистого полисахаридного раствора.

3.3.2.2 Биополимерный раствор с твердым кольматантом.

3.4 Влияние низкомолекулярных ПАВ.

3.5 Корреляции стандартных и микрореологических показателей.

ВЫВОДЫ.141,

4. ТЕЧЕНИЕ БЕЗГЛИНИСТЫХ РАСТВОРОВ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ И ЕЕ МОДЕЛЯХ.

4.1 Течение структурированной жидкости.

4.2 Течение буровых растворов в узком зазоре.

4.3 Фильтрация буровых растворов в пористой среде.

4.3.1 Полиакрилатные растворы.

4.3.2 Полисахаридные растворы.

4.4 Методика микрореологического анализа.

4.4.1 Фильтрат буровой системы «Афроникс».

4.4.2. Эмульсионно-гелевый раствор.

4.4.3 Полисахаридно-калиевый раствор.

4.4.4 Полисахаридно-формиатовый раствор.

4.4.5 Полисахаридно-полигликолевый раствор.

4.4.6 Полисахаридно-солевой раствор.

4.4.7 Полимер-солевой раствор.

4.4.8 Сравнение изолирующих свойств полисахаридных растворов.

ВЫВОДЫ.

5. АНАЛИЗ ПРОМЫШЛЕННЫХ ИСПЫТАНИЙ БЕЗГЛИНИСТЫХ

ПОЛИСАХАРИДНЫХ РАСТВОРОВ 5.1 Опыт применения эмульсионно-гелевого раствора в осложненных условиях.235 5.2. Результаты применения полисахаридно-калиевого раствора.

5.2.1. Нефтекамское УБР.

5.2.2. Уфимское УБР.

5.2.3. ООО «БурКан».

ВЫВОДЫ.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Физико-химические основы регулирования изолирующих свойств безглинистых полисахаридных буровых растворов»

Проблема качественного вскрытия продуктивных пластов становится все актуальнее в связи со снижением объема бурения и повышения в нем доли наклонно-направленных и горизонтальных скважин, имеющих большую протяженность в нефтенасыщенной толще.

Основным негативным фактором, значительно ухудшающим продуктивность скважин, является контакт бурового раствора с нефтенасыщенной толщей в процессе бурения. При этом происходит снижение фильтрационных характеристик коллекторов нефти и газа вследствие кольматации поро-вого пространства твердой фазой полидисперсных систем, закупорки набухающими глинистыми частицами и продуктами химического взаимодействия фильтрата буровых растворов с пластовыми флюидами и проницаемой средой, блокирования водонефтяной эмульсией [1-11]. В связи с этим одной из главных проблем при заканчивании скважин является выбор оптимальной рецептуры бурового раствора, обеспечивающего минимально негативное воздействие на продуктивный пласт.

Буровой раствор является наиболее гибким технологическим звеном, позволяющим адаптировать процесс проводки скважины к геолого-техническим условиям бурения, создать предпосылки для повышения технико-экономических показателей этого процесса. Неслучайно эволюция функциональных свойств буровых растворов отражает развитие технологии бурения; они становятся ингибированными, устойчивыми к воздействию пластовых условий и экологически чистыми, приобретают способность сохранять необсаженную часть скважины от разрушения и коллекторские свойства призабойной зоны.

Гидравлическая программа бурения предъявляет к растворам жесткие, порой взаимоисключающие требования: для снижения потерь при передаче мощности к забою жидкость должна иметь минимальное гидравлическое сопротивление, а в кольцевом пространстве для эффективного выноса шлама или в приствольной зоне, напротив, повышенную вязкость. При этом в связи с увеличением объема наклонного и горизонтального бурения технические требования к качеству буровых растворов становятся еще более жесткими [12].

Вопросы обеспечения требуемых режимов течения растворов в объемных условиях - в забое и затрубном пространстве для вязкопластичных систем (глинистые, полимерглинистые растворы) достаточно хорошо теоретически и практически проработаны. На этой базе созданы отечественные и зарубежные АСУ бурения, облегчающие проблему выбора типа раствора и его долевого состава, исходя из условий проводки скважины [13, 14].

Менее изучены более сложные в реологическом отношении вязкоупру-гие системы - безглинистые полимерные растворы. Они наиболее полно отвечают требованиям промывки скважин, в том числе и с горизонтальными стволами, находя все большее применение в буровой практике. Интерес к ним связан с уникальной способностью подобных систем к изменению в широком диапазоне реологических свойств в соответствие с требованиями гидравлической программы. Это позволяет обеспечивать эффективную работу породоразрушающего инструмента за счет резкого снижения вязкости при высоких скоростях сдвига и высокой мгновенной фильтрации и в тоже время хорошую выносящую способность бурового раствора за счет тиксотропного восстановлении структуры в режиме низких скоростей деформации. Подобные системы также способны резко снижать гидравлическое сопротивление в трубном пространстве при турбулентном режиме, уменьшая тем самым динамическое давление и негативное воздействие на пласт. С другой стороны, в пористой среде они могут столь же резко увеличивать фильтрационное сопротивление из-за вязкоупругих эффектов, снижая тем самым возможность прорыва буровой жидкости в пласт [15-18].

Однако современное состояние гидродинамики высокомолекулярных растворов не позволяет априори прогнозировать поведение в пористой среде даже достаточно давно применяемых синтетических полимеров (ПАА, гипан и т.п.) [19-21]. Отсутствие достоверной информации о физических свойствах полимеров и характера движения в пористой среде является одной из причин негативных последствий (необратимая кольматация призабойной зоны, прорыв фильтрата) и ограничения их применения к настоящему времени [10, 21].

Внедрение в практику бурения растворов нового поколения на основе природных высокомолекулярных соединений вызвано тем, что они, обладая потенциальными возможностями своих синтетических предшественников, в силу своего происхождения более полно отвечают современным экологическим требованиям, подвергаясь биодеструкции в пластовых условиях и лучше сохраняя продуктивные свойства коллектора. Последнее имеет принципиально важное значение при наклонном и горизонтальном бурении, поскольку прорыв фильтрата в этих случаях может привести к снижению продуктивных свойств всего пласта в целом.

Однако высокие потенциальные возможности буровых систем нового поколения далеко не всегда реализуются на практике. Это связано с целым рядом обстоятельств, среди которых можно выделить традиционно несистемный подход к факторам, определяющим функциональные качества буровых жидкостей. Изолирующие свойства безглинистых растворов, например, по-прежнему связываются с наличием малопроницаемой корки, как и в случае глинистых систем [10, 11, 22, 23]. Вместе с тем, известные исследования по фильтрации полимерных растворов свидетельствуют о качественно иной природе их изолирующих качеств: последние определяются вязкоупругими свойствами, возникающими при достаточно быстром движении жидкости в пористой среде [19, 20] и ее молекулярно-поверхностном взаимодействии с породой [24-26].

В первом случае, в соответствие с известной гидродинамической теорией фильтрации вязкоупругой жидкости, увеличение вязкости имеет релаксационную природу и обусловлено "затвердеванием" жидкости при быстром движении через сужения и расширения пор. Во втором, тот же эффект возникает за счет адсорбционного взаимодействия жидкости с породой и образования адсорбционно-сольватных, пристенных (граничных) слоев жидкости с аномальными структурно-механическими свойствами. Существование подобных слоев жидкости и связанное с ними затухание фильтрации экспериментально установлено для ряда низко- и высокомолекулярных жидкостей.

Учет этих явлений при разработке рецептуры и эксплуатации биополимерных растворов осложняется тем, что вся буровая реометрия апробирована на более простых в реологическом отношении глинистых системах [23, 27, 28] и получаемые с ее помошью стандартные показатели растворов не отражают указанных эффектов, а потому не являются объективными гидродинамическими характеристиками промывочных жидкостей в пористой среде.

Практически традиционным остается и подход к биополимерным растворам, как к смеси различных реагентов, ответственных за вполне определенные функциональные качества промывочных жидкостей: производные целлюлозы и крахмала обеспечивают стабилизацию раствора, биополимер определяет реологические и фильтрационные характеристики, ПАВ на основе растительных жиров и масел выполняют функции смазки и гидрофобиза-торов, органические и неорганические ингибиторы подавляют набухание глинистых пород [29]. При этом, в силу указанных выше причин, не учитывается взаимодействие этих компонентов на внутренних и внешних границах раздела фаз столь сложной дисперсной системы, которое количественно и качественно изменяет физические свойства фильтрата и фильтрационные характеристики пластовой системы буровой раствор - пористая среда в целом [29, 30].

Количественная оценка описанных явлений требует принципиального обновления инструментальной и теоретической базы реометрии буровых растворов, ориентированной на вязкопластичные глинистые системы, накопления и систематизации соответствующей базы данных. Эти мероприятия создадут основы для более качественной, научно-обоснованной адаптации буровых систем к геолого-техническим условиям бурения и повышения эффективности их применения.

В связи с изложенным, целью настоящей работы является проведение комплекса исследований по изучению влияния компонентного и долевого состава, молекулярно-поверхностного взаимодействия в системе буровой раствор - пористая среда на эксплуатационные свойства безглинистых полиса-харидных растворов и прогнозирование на этой основе их изолирующих свойств.

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Кондрашев, Олег Федорович

Выводы

1. Разработаны физико-химические основы анализа и регулирования изолирующих свойств безглинистых полисахаридных буровых растворов, базирующиеся на анализе межфазных взаимодействий в пластовой системе «буровой раствор - пористая среда».

2. Установлено, что микрореологические (в масштабе поры), изолирующие и фильтрационные свойства безглинистых растворов определяются их контактным взаимодействием с горными породами, многократно усиливающим неньютоновские аномалии промывочных жидкостей. Соответствующие им твердообразные надмолекулярные структуры возникают на адсорбционных и в дальнейшем полимолекулярных граничных слоях, соизмеримых с размерами пор.

3. Механизм формирования граничных, кольматационных слоев определяется соотношением адгезионных и когезионных сил в пластовой системе, зависит от размеров пор, состава раствора и температуры. Установлены количественные характеристики этих процессов и проведен анализ кольматирующих качеств промышленно применяемых буровых растворов, показана необходимость учета кинетических параметров при выборе типа растворов и его рецептуры.

4. Установлено, что микрореологические и изолирующие свойства безглинистых растворов неаддитивно зависят от долевого состава растворов. Изучены количественные и качественные аспекты этих взаимодействий и определены диапазоны концентраций биополимеров, крахмала, органических и минеральных ингибиторов, в пределах которых возможно направленное регулирование эксплуатационных характеристик растворов.

5. Обнаружено наличие вязко-температурных аномалий в безглинистых растворах, состоящих в усилении неньютоновских свойств при повышении температуры. Установлены поверхностная природа этих явлений и температурные интервалы, в пределах которых возможно снижение концентрации основных компонентов без потери изолирующих качеств растворов.

6. Установлено, что синергетическое усиление структурно-механических и эксплуатационных свойств растворов обусловлено смещением соотношения электростатического и гидрофобного взаимодействия в пластовой системе при изменении концентрации низко- и высокомолекулярных электролитов, ингибиторов и ПАВ. Синергетические эффекты усиливаются с уменьшением размеров пор, увеличением степени минерализации растворов и валентности катионов солей.

7. Установлено, что толщина граничных слоев, формируемых фильтратами безглинистых растворов на стенках поровых каналов, в пластовых условиях не превышает 1 мкм. Полная или частичная кольматация поровых каналов граничными слоями указанной толщины ограничивает область эффективного применения растворов этого типа низкопроницаемыми коллекторами.

8. Установлено, что твердые кольматанты и нерастворимые интерполи-электролитные комплексы являются дополнительными адсорбционными центрами формирования сопряженных надмолекулярных структур, усиливающих неньютоновские и фильтрационные аномалии растворов и расширяющих область применения безглинистых растворов породами более высокой проницаемости.

9. Установлено, что течение безглинистых растворов в пористой среде количественно и качественно отличается от уже сложившихся представлений о вязкопластичных или псевдопластичных свойствах этих жидкостей кинетикой процесса, наличием пределов прочности и разрыва сплошности. Разрыв континиума локализуется во входной части поровых каналов, что снижает величину репрессии на фильтрат и усиливает его изолирующие свойства при разрушении структуры отличие от глинистых, вязкопластичных растворов.

10. Установлена корреляция микрореологических и стандартных показателей буровых растворов, позволяющая проводить корректировку рецептуры растворов в лабораторных и полевых условиях.

11. Разработана микрореологическая методика оценки глубины проникновения, учитывающая специфику контактного взаимодействияраство-ров с породой и геолого-технические условия бурения.

12. Методика анализа изолирующих свойств безглинистых растворов была применена «ИК БашНИПИнефть» для обоснования выбора типа растворов и оптимизации их рецептуры при разработке проектных заданий на бурение 27 скважин с горизонтальным и наклонным окончанием.

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Кондрашев, Олег Федорович, 2005 год

1. Рабинович Н.Р., Смирнова Н.Т., Тевадзе Н.Р Оценка качества вскрытия пластов и освоения скважин // Обзорная информация, М., ВНИИОЭНГ, 1990, 40 с.

2. Баймухаметов К.С., Викторов П.Ф. и др. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана // Уфа, Башнефть, 1997, 427с.

3. Свалов A.M., Бектимиров Э.М. Исследование глубины проникновения фильтрата бурового раствора при проводке скважины // Нефтяное хозяйство, № 2,1990, с. 29-31.

4. Дарли Г. Предотвращение ухудшения продуктивности скважины в результате отложения в пласте твердых частиц из бурового раствора // Инженер-нефтяник, № 10, 1975, с. 32-37.

5. Орлов Л.И., Ручкин А.В., Свинущин Н.М. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа // М., Недра, 1976, 85 с.

6. Сургучев M.JI. и др. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов //М., Недра, 1987,230 с.

7. Рабинович Н.Р., Яковенко В.И., Дерновой В.П. Оценка качества вскрытия пласта по данным лабораторных исследований // Нефтяное хозяйство, № 3, 1992, с. 26-28.

8. Голов JI.B., Волков С.Н. Современное состояние и перспективы применения горизонтальных скважин в России // Нефтяное хозяйство, №3, 1997, с. 29-31.

9. Ягафаров А.К., Кудрявцев И.А., Кузнецоа Н.П., Потапов A.M. Анализ вскрытия и испытания скважин на Камышлинском нефтяном месторождении// Изв. вузов.Сер. Нефть и газ. 2002, № 4, с. 29-35.

10. Харламов, Грошева Т.В., Усачев Е.А. Прогнозирование повреждений пласта на основе оценки отрицательного влияния бурового раствора на его проницаемость// Нефт. х-во. 2003, № 1, с. 36-37.

11. Мерзляков В.Ф. Технология сохранения естественной проницаемости пласта при первичном и вторичном вскрытии // Нефт. х-во. 2003,№ 6, с. 38-39.

12. Бабаян Э.В. Технология промывки при углублении скважины // Нефт. х-во. 2001, № 1, с. 38-41.

13. Пеньков А.И., Никитин Б.А. Состав и свойства буровых растворов длястроительства горизонтальных скважин // Материалы научно-технического совета РАО "Газпром", Ставрополь, 1996, с. 63-73.

14. Biopolymer Fluids eliminate horizontal well problems / Sehenlt M. and other//World Oil, January, 1990.p. 92-95.

15. Enright D.P., Dye W.M. and Smith P.M. An Environmentally sate waterbased Alternative To Oil muds I I SPE / 1ADC, paper 21937, presented at the SPE/ IADC Drilling Conference, Amsterdam, March, 11 14, 1991.

16. Швецов И.А., Манырин B.H. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов// Самара, Самарское кн. изд.-во, 2000, 150 с.

17. Бернардинер Н.Г., Ентов В.М. Гидродинамическая теория фильтрации аномальной жидкости. М., 1975. 200 с.

18. И.А. Швецов. Исследование реологических свойств растворов полимеров при их фильтрации в пористой среде.// Реология (полимеры и нефть). Новосибирск, 1977, с. 163-181.

19. Балуев А.А., Лушпеева О.А., Усачев У.А., Трошева Т.В. Эффективность проименения биополимерных буровых растворов при бурения боковых стволов с горизонтальным участком // Нефт. х-во, 2001, № 9, с. 35-38.

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

21. Кондрашев О.Ф., Шарипов А.У. Исследование микрореологических свойств полимерных буровых растворов. Изв. Вузов. Нефть и газ, 2002,2, с. 30-37.

22. Кондрашев О.Ф., Шарипов А.У. Модификация структурно-механических свойств полимеров в пористой среде. М.: Геоинфор-мак, 2000, 56 с.

23. Кулезнев В.Н., Мархасин И.Л., Кондрашев О.Ф. и др. Образование граничного слоя фурфуролацетоновым мономером на твердой по-верхности//Коллоидн.журн., 1980, т.ХШ, с. 357-364.

24. Маковей Н. Гидравлика в бурении. Пер. с рум. М.: Недра, 1986. 536 с.

25. Грей Д.Р., Дарли Г.С. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). М.: Недра, 1985, 365 с.

26. Вахрушев Л.П.,. Лушпеева О.А, Беленко Е.В. Элементы термодинами ки промывочных, систем.-Екатеринбург, 2003, 152 с.

27. Мархасин И.Л., Кондрашев О.Ф. Некоторые аспекты физико-химической механики нефтяного пласта// В кн.: Физико хим. механика и лиофильность дисперсных систем. ч.2, Киев, Наукова Думка, 1981г.С.88-90.

28. KingF.H. US Jed. Sumy 19th Ann.Rept., 1898,2,p.59.

29. Пузыревская Т.Н. Просачивание воды через песчаные грунты // Изв. ВНИИГИМ, 1931, т. 1, № 1. с. 251-256.

30. Роза С.А. Осадки гидротехнических сооружений на глинах с малой влажностью// Гидротехн. стр-во. 1950, № 9, с. 25-30.

31. Флорин В.А. Уплотнение земляной среды и фильтрациг при переменной пористости с учетом влияния связанной воды//Изв. АН СССР. 1951, № 11, с. 1625-1649.

32. Мс Haffic I.R., Lerner L. J. Chem. Soc. 127, 1559, 1925/

33. Hardy W.B., Proc. Roy. Soc. London (A), 118, 209, 1928.

34. Фенгер Д., Льюис Д., Берне К. Физические испытания пород нефтяных и газовых пластов и их свойства.// Инотехника, вып. 105. Баку -М., 1935,225 с.

35. Adzimi Н. Bull. Chem. Soc. Japan, 12, 304, 1937.

36. Grunberg F., Nissan A.H. (1943). J. Inst. Petrol, 29, 193.

37. Маскет M. Течение однородных жидкостей в пористой среде.// Пер. с англ. М. Геймана.- М. Л.: Гостоптехиздат, 1949, с. 89.

38. Кусаков М.М., Ребиндер П.А., Зинченко Е.А. Поверхностные явления в процессах фильтрации нефтей \\ Докл. АН СССР. 1940, т. 28, с. 342-426.

39. Требин Ф.А. Нефтепроницаемость песчаных коллекторов.М.: Л.,1945, 141 с.

40. Михайлов Н.В., Ребиндер П.А. О структурно-механических свойствах дисперсных и высокомолекулярных систем\\ Коллоидн. журн. 1955, т. 17, вып. 2, с. 107-119.

41. Фоменко И.Е. Фильтрация девонской нефти Ромашкинского месторождения через пористую среду\\ Нефт. хоз-во. 1968, 1968, № 8, с. 28-32.

42. Мирзаджанзаде А.Х. Вопросы гидродинамики вязкопластичных и вязких жидкостей в нефтедобыче. Баку, 1959, 409 с.

43. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. М.: Недра, 1975, 168 с.

44. Мирзаджанзаде А.Х. О теоретической схеме ухода раствора // Докл. АН АзССР. 1953, т. 9, № 4, с. 203-205.

45. Мархасин И.Л. и др. Влияние высокомолекулярных компонентов нефти на толщину и реологические свойства граничного слоя.// Изв. ВУЗов, сер. Нефть и Газ. 1976, № 9, с. 68-71.

46. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. М.: Недра, 1977, 285 с.

47. Кондрашев О.Ф. О морфологии граничного слоя некоторых индивидуальных жидкостей. //Журн. физ. химии. 1978, № 4, с. 1052-1054.

48. Кондрашев О.Ф. Экспериментальное исследование физико-механических свойств граничносвязанной нефти при пластовых условиях // Дисс. . канд. техн. наук. Уфа, БашНИПИнефть. 1978, 210 с.

49. Мирзаджанзаде А.Х. и др. Исследование кинетических эффектов вязкоупругих систем // Нефть и газ,1976, № 2, с. 53-59.

50. Абдуллин Ф.С., Лапшин В.И., Алексеев Г.А. К вопросу об определении величины аномальных нефтяных слоев, кольматирующихпризабойные зоны пластов // Изв. Вузов, Сер. Нефть и газ, 1977, № 4, с. 47-50.

51. Липатов В.И., Мительман Б.И., Розенберг Г.Д. К исследованию реологических свойств неньютоновских нефтей и буровых растворов /Яр. ВНИИ БТ, 1965, вып. 15, с. 3-19. -М., Недра, 1984, 317 с.

52. Филатов Б.С. Течение суспензий в трубах \\ Коллоидн. журн., 1966, т. 16, № 1, с. 65-71.

53. Михеев В.Л. Технологические свойства буровых растворов. М.: Недра, 1979, 239 с.

54. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. В 2-х томах. Т.1, 2 -М.: Недра, 1985.

55. Антонов К.В., Лукманов P.P. Влияние полимерных буровых растворов на качество вскрытия продуктивных пластов и информативность геофизических исследований разреза скважин. Тюмень, ЗапСибБурНИПИ. 1996. 58 с.

56. Абдуллин Ф.С. Повышение производительности скважин. М.: Недра, 1975, 262 с.

57. Амиян В.А., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазоносных пластов. М.: Недра, 1972, 336 с.

58. Андресон Б.А., Гилязов P.M. Буровые растворы на полигликолевой основе для бурения и заканчивания скважин // Уфа: Изд. УГНТУ, 2001.-88с.

59. Виноградов В.Г., Малкин А.Я. Реология полимеров.- М.: Химия, 1977, 440 с.

60. Marshall R.L., Metzner А.В. Flow of visco-elastic fluids through porous media.// Ind. Engng. Chem. Fundamentals, 1967,vol.6, No.3.

61. Уляшева Н.М., Патракова Е.Е. Моделирование процесса фильтрации при вскрытии коллекторов порово-трещинного типа// Изв. вузов. Сер. Нефть и газ. 2002, № 2, с. 30-37.

62. Галлямов М.Н., Рахимкулов Р.Ш. Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин на поздней стадии разработки месторождений. М.: Недра, 1978, 207 с.

63. Балуев А.А. и др. Эффективность применения биополимерных растворов при бурении боковых стволов с горизонтальным участком \\ Нефтяное хозяйство, 2001, № 9, с. 35-37.

64. Smith F.W. The behaviour of partially hydrolysed polyacrilamide solutions in porous media \\ J.Petrol. Technol., 1970, 22, No. 2.

65. Sandiford B.B. Laboratory and field studies of water floods using polymer solutions to increase oil recoveries \\ J. Petrol. Technol., August, 1964, No. 16.

66. Шарипов А.У. Проектирование и регулирование основных показателей бурения глубоких скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1995, 280 с.

67. Гузь Д.Д. Уточненная формула для расчета среднего радиуса пор нефтесодержащих коллекторов. Нефтепромысловое дело, 1975, № 5. с.3-5.

68. Hardy W.B. Collected Scientific Papers. Cambridge, 1936. 226 p.

69. Боуден Ф., Тейбор Д. Влияние поверхностных пленок на трение и деформацию поверхности. М.: ИЛ, 1954,- 265 с.

70. Ахматов А. С. Молекулярная физика граничного трения.- М.: Физ-матгиз. 1963. 472 с.

71. Фукс Г. И. О силах контактного взаимодействия твердых частиц в жидкой среде В кн.: Успехи коллоидн. химии,- М.: Наука, 1973. с. 117-129.

72. Hasegava М., Low M.J.d.// J. Colloid Interface Sci. 1969. p. 378-384.

73. Cross S.N., Rochester C.H. I I J. Chem. Soc. Faraday Trans., 1978, V. 74, №1. p. 2141-2145.

74. Когановский A.M., Клименко H.A., Левченко T.M., Рода И.Г. Адсорбция органических веществ из воды. Л.: Химия, 1990.-256 с.

75. Chander P., Samesundaran J., Turro N.J.// J. Colloid Interface Sci. 1987, V. 117, №l.p. 31-47.

76. Семенова B.A., Манолов П.Г., Борисов А.П. и др. Новые методы и результаты исследования ГС на поверхности твердых тел.- В кн.: Поверхностные силы в тонких пленках и дисперсных системах.- М.: Наука, 1972, с. 282-296.

77. Cohen Y., Reich S. \\ .J. Polymer Sci., Polymer Phys. Ed., 1981, v. 19, No. 4, p.599-608.

78. Вакула В.Л., Притыкин Л.М. Физическая химия полимеров. М.: Химия, 1984, 224 с.

79. Мойся Е.Г. Методы молекулярного зонда в исследовании полимеров.- В кн.: Новые методы исследования полимеров,- Киев: Наукова Думка.-1975, с. 32-66.

80. Липатов Ю.С., Сергеева Л.Н. Адсорбция полимеров.- Киев.: Наукова Думка, 1972. 195 с.

81. Eriksson J.Ch., L.J. Ungrens, Claesson P.M.// J. Chem. Soc. Faradey Trans. 2, 1989, V.5,p. 163.

82. Малинский B.M., Аремидзе М.Г., Бакеев М.Ф. О величине поверхностной энергии и базового состояния на скорость линейного роста сферолитов в граничных слоях.//Докл. АН СССР, 1975, т. 208, с. 1142-1146.

83. Липатов Ю.С. Межфазные явления в полимерах. Киев, Наукова Думка, 1980, 165 с.

84. Дерягин Б.В., Карасев В.В., Стиров Н.Е. и др. Изучение граничной вязкости летучей жидкости методом сдувания. Коллоидн. ж., 1977, т. 39, с. 664-680.

85. Jundwich S., Kapur S.Z.-J., Polymer Sci. 1963, v.31, p. 202-208.

86. Мархасин И.Л., Коваленко Э.К. О толщине аномального слоя на нефти на стенках щели. Труды УфНИИ, Уфа, 1967, вып. 17. С. 206210.

87. Дерягин Б.В., Железный Б.В., Зорин В.М. В кн.: Поверхностные силы в тонких пленках и устойчивость коллоидов. М.: Наука, 1974. с. 90-94.

88. Дерягин Б. В. Некоторые итоги исследований в области поверхностных сил.\\ В кн.: Поверхностные силы в тонких пленках и устойчивость колло-идов. М.: Наука, 1974. с. 5-13.

89. Базарон У.Б., Дерягии Б.В., Булгадаев А.В. О сдвиговой упругости граничных слоев жидкости.\\ Докл. АН СССР, 1965, т. 160, N 4. с.799-305.

90. Perren J. Ann. Physique, 1938, v.10, р.160-169

91. Дерягин Б.В., Грин-Келли Р. Двойное лучепреломление тонких жидких слоев\\. Докл. АН CCGP, 1963, т. 153, с. 638-641.

92. Шелудко А.Д. Новое в исследовании тонких слоев.\\ В кн.: Успехи коллоидн. химии. М.: Наука, 1975, с. 51-60.

93. Мойся Е.Г. Методы молекулярного зонда в исследовании полиме-ров.\\ В кн.: Новые методы исследования полимеров,- Киев: Науко-ва Думка.-1975., с. 32-66.

94. Бахшиев Н.Г. Спектроскопия межмолекулярных взаимодействий. -М.: Наука 1972.375 с.

95. Viveg U., Kluge J. Arch.Eisenluitinwesen, 1929. p. 805-811.

96. Мецик М.С., Киселев А.Б., Лиопо В.А. Новые данные о структурепленочной и объемной воды.\\ В кн.: Исследования в области твердого тела: Ир-кутск: ИрГУ, 1973.-е. 135-136.

97. Ершова Г.Ф., Чураев Н.З. ИК-спектры поглощения воды в тонком слое между кварцевыми поверхностями.\\ Коллоидн. ж., 1937, т. 39, №6, с.1151-1154.

98. Эндрю Э. Ядерный магнитный резонанс.-М.: ИЛ, 1957.- 365 с.

99. Широва Е.Н. Граничные слои жидкости на твердой поверхности.//В кн.: Теплопроводность и диффузия.: Рига, 1975. Вып.6.- с.112-134.

100. Ребиндер П.А. Поверхностные явления в дисперсных системах. Физико-химическая механика. М.: Наука, 1979,. 384 с.

101. Лишанский Б.А., Михайлов Н.В., Ребиндер П.А. Исследование реологических свойств дисперсных структурированных систем при вибрационном перемещении\\ Докл. АН СССР, 1968, т.181, 6.-е. 1436- 1459.

102. Ферри Д. Вязкоупругие свойства полимеров. Пер. с англ. Под. ред. Гуля В.Е. -М.: ИЛ, 1963.-522 с.

103. Будаев О.Р., Занданова К.Т., Дерягин Б.В. и др. Комплексный модуль сдвига жидкостей и его зависимость от амплитуды деформации сдвига.\\В кн.: Поверхностные силы в тонких пленках и устойчивость коллоидов. М.: Наука, 1974. с.1130-1135.

104. Соловьев А.Н., Каплун А.Б. Вибрационный способ измерения вязкости жидкостей,- Новосибирск: Наука, 1970.-140 с.

105. Andrecon B.A., Maas A.F., Penkov A.I. and other. Complex inhibitor Drilling Mud For Drilling Deep Wells In Complicated Condi-tions//Petroleum Fngineer International. 1999, No. 8, p. 51-57.

106. Четвертнева И.А. Разработка многофункциональных смазочных добавок для повышения эффективности бурения и заканчивания сква-жин.//Автореф. канд. дисс., Уфа, БашНИПИнефть, 2003. 24 с.

107. Четвертнева И.А., Андресон Б.А., Бочкарев Г.П., Умутбаев В.Н. Новые смазочные добавки полифункционального действия для буровых растворов.// Тр. БашНИПИнефть. Уфа, 2002. - Вып. 109. с. 125-130.

108. Дерягин Б.В., Чураев Н.В. Смачивающие пленки. М.: Наука. 1984.160 с.

109. Шарипов А.У. Научные и технологические основы применения полимерных растворов при бурении и заканчивании глубоких скважин. М.; ВНИИОЭНГ, 1991. 57 с.

110. Сидоров Н.А. и др. Полимерные буровые растворы.- М.; 1988. Вып. 18. С. 55 (Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Бурение ).

111. Андресон Б.А., Шарипов А.У, Минхайров K.JI. Полимерные буровые растворы за рубежом. Серия "Бурение", М., ВНИИОЭНГ, 1986, № 6, 56 с.

112. Гибадуллин Н.З., Андресон Б.А., Огаркова Э.И. и др. Разработка и применение нового реагента для систем полигликолевых растворов// Сб." Актуальные проблемы геологии и бурения нефтяных скважин." Уфа, БашНИПИнефть, вып. 111,2003. с. 205 -213.

113. Пеньков А.И. и др. Особенности поведения и применения полиал-киленгликолей для химической обработки буровых раствров// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1999, № 1-2, с. 21-23.

114. Адсорбция из растворов на поверхности твердых тел// Под ред. Парфитга Г., Винтера К,- М.: Мир, 1986. 256 с.

115. Когановский A.M., Клименко Н.А., Левченко Т.М., Рода И.Г. Адсорбция органических веществ из воды. Л.: Химия, 1990.256 с.

116. Каргин А.В. Коллоидные системы и растворы полимеров. Избр. Тр. -М.: Наука, 1978.330 с.

117. Липатов Ю.С. Коллоидная химия полимеров. Киев.: Наукова Думка, 1984.- 340 с.

118. Усанов Н.Г., Андресон Б.А., Гильванова Е.А., Андресон Р.К. Оценка биоразлагаемости кразмальных реагентов, используемых при бурении скважин, и пути повышения их биостойкости. // Сб.научн. трудов. Уфа, БашНИПИнефть, вып.111, 2003.С. 176-184.

119. Дерягин Б.В. Теория устойчивости и тонких пленок. М.: Наука,1986.206 с.

120. Чураев Н.В. Физикохимия процессов переноса в пористых телах. М.: Химия, 1990. 185 с.

121. Мусабеков К.Б., Жубанов Б.А., Измайлова В.Н., Сумм Б.Д. Межфазные слои полиэлектролитов. Алма-ата: Наука, 1987. 156 с.

122. Ба}Мн11Щ2(ВШ|мЬ^йсШие высокомолекулярных флокулянтов с ио-ногенными ПАВ//Коллоидн. журн. 2002, т. 64, № 5, с.591-595.

123. Навроцкий А.В., Дробина С.С., Малышева Ж.Н., Новиков И.Н. Формирование флюидов и осадков в присутствии катионных полиэлектролитов//Коллоидн. журн., 2003, т. 65, № 3. с. 368-373.

124. Ершов Е.Г., Зорин З.М., Соболев В.Д., Чураев Н.В. Капиллярное течение растворов катионного полиэлектролита// Коллоидн. журн. 2003, т. 65, № 4, с. 474-479.

125. Плетнев М.Ю. О природе взаимодействия в растворе смесей неио-ногенных и анионных ПАВ//Коллоидн. журн. 1987, т. XLIX, № 1. С. 184-187.

126. Глекель Ф.Л., Копп Р.З., Ахмедов К.С. Регулирование гидрацион-ного структурообразования поверхностно-активными добавками. Ташкент, Фан, 1986. 224 с.

127. Ахмедов К.С., Арипов Э.А., Глекель Ф.Л., Хамраев С.С. Структуро-образование в минеральных дисперсиях в присутствии добавок ПАВ// Сб. Успехи коллоидной химии и физико-химической механики. М.: Наука, 1992. 231 с.

128. Кондрашев О.Ф. Влияние ПАВ на фильтрационные свойства полимерных растворов// В сб. Материалы Респ. научн.- техн. конф. «Проблемы нефтегазового комплекса России», Уфа, УГНТУ, 1998. 117-119 е.

129. Уилкинсон У.Л. Неньютоновские жидкости. М.: изд-во Мир, 1964. 215 с.

130. Мирзаджанзаде А.Х., Ентов В.М. Гидродинамика в бурении.М.: Недра, 1985.196 с.

131. Овчинников П.Ф. Виброреология. Киев. Наукова Думка, 1983, 260 с.

132. Бартенев Г.М., Ермилова Н.В. //В кн.: Физ.-хим. Механика дисперсных структур. М., Наука, 1966. с. 371.

133. Овчинников П.Ф., Михайлов Н.В., Ребиндер П.А.- ДАН СССР, 1968, т. 178, вып. 5. с. 119.

134. Урьев Н.Б. Высококонцентрированные дисперсные системы.- М.: Химия, 1980. 320 с.

135. Хилько C.JL, Титов B.C. Особенности течения водных суспензий палыгорскитовой и бентонитовой глин// Коллоидн. журн., 2002, т. 64, №5, с. 697-703.

136. Гибадуллин Н.З., Кондрашев О.Ф., Андресон Б.А. Экспресс-анализ изолирующих свойств безглинистых полигликолевых растворов.// Сб.научн. трудов. Уфа, БашНИПИнефть, вып.111, 2003.с. 161-165.

137. Андресон Б.А., Гилязов P.M., Гибадуллин Н.З., Кондрашев О.Ф. Физико-химические основы применения безглинистых полисахаридных растворов для заканчивания скважин. Уфа, Монография, 2004. 250 с.

138. Кондрашев О.Ф. Физико-химическая механика полисахаридных буровых растворов.// Баш. хим. журн., т.11, № 1, 2004. с. 65-68.

139. Андресон Б.А., Кондрашев О.Ф.,Четвертнева И.А Дильмиев М.Р Исследование изолирующих свойств полисахаридных буровых растворов при взаимодействии пористой средой// Сб. научн. тр., БашНИПИнефть, Уфа, вып. 114, 2003. С. 97-104.

140. Тахаутдинов Ш.Ф., Бакчурин Т.Н., Замалиев Т.Х. и др. Исследования по разработке технологии вскрытия кыновского горизонта под большими зенитными углами //Нефт. х-во, 2003, № 3 . С. 35-39.