Исследование буферных жидкостей для повышения качества разобщения продуктивных пластов в скважинах, пробуренных с применением бурового раствора на углеводородной основе тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Сыркин Дмитрий Анатольевич

• Сыркин Дмитрий Анатольевич
• кандидат наук
• 2025

Оглавление диссертации кандидат наук Сыркин Дмитрий Анатольевич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ПРИМЕНЕНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ, БУФЕРНЫХ ЖИДКОСТЕЙ И КАЧЕСТВА КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН В СЛОЖНЫХ ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

1.1 Возникновение и развитие рецептур буровых промывочных жидкостей

1.2 Назначение и классификация буровых растворов

1.3 Применение бурового раствора на углеводородной основе

1.4 Применение бурового раствора на углеводородной основе на месторождениях Республики Татарстан

1.5 Анализ качества крепления скважин, пробуренных на месторождениях ПАО «Татнефть»

1.6 Причины возникновения заколонной циркуляции

1.7 Опыт применения буферных составов

1.8 Выводы по главе

ГЛАВА 2. МЕТОДЫ И МЕТОДОЛОГИЯ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ОТМЫВАЮЩЕЙ СПОСОБНОСТИ БУФЕРНЫХ ЖИДКОСТЕЙ

2.1 Обоснование рабочей гипотезы диссертации

2.2 Методики оценки отмывающей способности буферных жидкостей

2.3 Разработка комплекса методик исследования отмывающей способности буферных жидкостей

2.4 Исследование вытеснения бурового раствора цементным при различных величинах кольцевых зазоров

2.5 Материалы для проведения экспериментальных исследований

2.6 Выводы по главе

ГЛАВА 3. РЕЗУЛЬТАТЫ ЛАБОРАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

3.1 Проведение исследований по изучению отмывающей способности буферных жидкостей при помощи цилиндра вискозиметра

3.2 Изучение влияния плотности и температуры бурового раствора на углеводородной основе на изменение отмывающей способности буферных жидкостей

3.3 Проведение исследований по отмывающей способности буферных жидкостей с образцов искусственного и натурального керна

3.4 Проведение исследований по определению отмывающей способности с поверхности металлического патрубка

3.5 Проведение исследований по определению отмывающей способности по изменению адгезии на границе «цементный камень - металл»

3.6 Проведение исследований по определению отмывающей способности по изменению адгезии на границе «цементный камень - горная порода»

3.7 Результаты исследования вытеснения бурового раствора цементным при различных величинах кольцевых зазоров

3.8 Выводы по главе

ГЛАВА 4. ОПЫТНО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ

4.1 Результаты опытно-промысловых испытаний буферных жидкостей

4.2 Экономические показатели результатов опытно-промысловых испытаний

4.3 Выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Приложение А. Патент на изобретение

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование буферных жидкостей для повышения качества разобщения продуктивных пластов в скважинах, пробуренных с применением бурового раствора на углеводородной основе»

Актуальность темы диссертации

В настоящее время большинство месторождений Республики Татарстан находятся на поздней стадии разработки, тем не менее основные объекты разработки, а также перспективы на увеличение добычи по-прежнему связаны с терригенными коллекторами девонской системы. При этом строительство скважин осложнено горно-геологическими условиями: наличием интервалов неустойчивых глинистых отложений - аргиллитов бобриковского и кыновского горизонтов. Для бурения кыновских аргиллитов в последние годы на месторождениях ПАО «Татнефть» применяется буровой раствор на углеводородной основе (РУО), который позволяет сохранять стабильность стенок скважины. Из-за низких забойных температур (25-35 °С), высоких реологических показателей бурового раствора и его гидрофобности качество крепления эксплуатационных колонн и хвостовиков (по данным акустического каротажа) существенно ниже, чем в скважинах, пробуренных с применением буровых растворов на водной основе (РВО). Освоение скважин, законченных с использованием РУО, требует дополнительных затрат по восстановлению герметичности цементной крепи. Так, по статистике, на месторождениях ПАО «Татнефть» доля заколонной циркуляции (ЗКЦ) в таких скважинах при освоении достигает 23,6 % (данные за 2022 г.). На ремонтно-восстановительные работы одной скважины в среднем затрачивается от 3,5 млн руб., что составляет около 7 % от стоимости строительства скважины. Основными причинами некачественного цементирования и возникновения ЗКЦ являются неполное вытеснение РУО буферными составами и цементным раствором, а также негативное влияние пленки РУО на силу сцепления тампонажного камня с обсадной колонной и горной породой.

В этой связи для повышения качества цементирования обсадных колонн, снижения доли скважин с ЗКЦ при освоении, а также для достижения качественного разобщения пластов требуется теоретическое обоснование с последующей доработкой методик оценки отмывающей способности буферных

жидкостей и их подбор для эффективной очистки ствола скважины от РУО в условиях месторождений Республики Татарстан.

Степень разработанности темы

Исследованиями в области повышения качества крепления скважин и разработкой буферных и тампонажных жидкостей занимались отечественные и зарубежные ученые: С.И. Амерханова, Ф.А. Агзамов, Р.Г. Ахмадеев, М.О. Ашрафьян, А.И. Булатов, Г.Р. Вагнер, А.А. Гайворонский, Р.А. Гасумов, Л.А. Голышкина, В.С. Данюшевский, М.В. Двойников, А.Х. Мирзаджанзаде, И.С. Катеев, Р.И. Катеев, А.И. Овечкин, В.П. Овчинников, Е.М. Соловьев, Г.Н. Хангильдин, Р.И. Шищенко, И.Г. Юсупов, J.B. Clark, George R. Gray, G.C. Howard и др.

Ими предложены достаточно эффективные технико-технологические решения в области повышения качества крепления скважин. Однако в полной мере не решена задача проведения качественного цементирования скважин, пробуренных с применением РУО. В связи с этим совершенствование существующего комплекса методик по оценке отмывающей способности буферных жидкостей и их подбор является важной научно-технической задачей.

Объект исследования - буферные жидкости.

Предмет исследования - отмывающая способность буферных жидкостей.

Цель работы - повышение качества разобщения пластов и снижение вероятности возникновения заколонной циркуляции в скважинах, пробуренных на терригенные отложения девонской системы с использованием бурового раствора на углеводородной основе, путем применения буферных жидкостей.

Идея работы заключается в повышении силы сцепления цементного камня с вмещающими поверхностями при применении буферных жидкостей, состоящих из растворяющей и отмывающей порций.

Задачи исследования:

1. Анализ качества крепления эксплуатационных колонн (хвостовиков) за период с 2017 по 2024 гг., типизация причин возникновения заколонной циркуляции (ЗКЦ) на месторождениях ПАО «Татнефть» и анализ влияния

применяемых буферных жидкостей на качество крепления скважин, пробуренных на РУО.

2. Совершенствование существующих и разработка новой методики по определению отмывающей способности буферных жидкостей при применении РУО.

3. Оценка отмывающей способности различных буферных жидкостей с поверхности обсадной колонны и горной породы.

4. Изучение влияния величины кольцевого зазора модели скважины на степень вытеснения бурового раствора цементным при концентричном вертикальном положении обсадной колонны.

5. Проведение опытно-промысловых испытаний подобранных буферных жидкостей при креплении скважин, пробуренных с применением РУО на терригенные отложения девонской системы.

Методология и методы исследований

Работа выполнена в соответствии с существующими и общепринятыми методиками проведения лабораторно-экспериментальных исследований, а также в соответствии со стандартами ГОСТ, ISO и API: ГОСТ 33697-2015, ГОСТ 15812019, ISO 10426. Поставленные задачи решались путем статистического анализа данных по пробуренным скважинам и обобщения результатов лабораторных, стендовых и промысловых испытаний.

Научная новизна:

1. Определен максимум отмывающей способности дизельного топлива (ДТ) и 30 %-ного водного раствора терпенов при удалении с металлической цилиндрической поверхности с шероховатостью Ra 12,5 пленки РУО с содержанием углеводородной фазы 60-70 % при температуре 25 oC.

2. Установлено, что при применении 30 %-ного водного раствора терпенов и 10 %-ного водного раствора комплекса анионных и неионогенных поверхностно -активных веществ (ПАВ) в качестве буферных жидкостей максимум отмыва по изменению массы пленки РУО составляет 90,7 % при отмыве с металлической цилиндрической поверхности с шероховатостью Ra 12,5, при этом отмывающая

способность по изменению адгезии между цементным камнем, сформированным из ПЦТ-1-0-СС-1, и этим же цилиндром составляет 49,45 % от адгезии между поверхностью и цементным камнем без пленки РУО.

3. Выявлено, что степень вытеснения РУО плотностью 1300 кг/м3 (содержание углеводородной фазы 60-70 %) цементным раствором (ПЦТ-1-О-СС-1) на 6-8 % ниже, чем степень вытеснения РВО плотностью 1150 кг/м3 (известковый полимер карбонатный) при одинаковых кольцевых зазорах и реологических характеристиках замещаемых растворов при концентричном вертикальном положении колонны.

Теоретическая и практическая значимость работы:

1. Разработана новая и усовершенствованы существующие методики определения отмывающей способности буферных жидкостей.

2. Обоснованы и промышленно апробированы эффективные буферные жидкости для цементирования скважин, пробуренных с применением РУО.

3. Определена эмпирическая зависимость величины силы сцепления цементного камня с горной породой (известняк обломочный органогенный и синтетический терригенный образец) от степени отмывания пленки РУО буферными жидкостями.

4. Установлено, что при удалении 90 % массы пленки бурового раствора на углеводородной основе с металлической поверхности, адгезия между цементным камнем и металлом снижается в 2 раза по сравнению с адгезией цементного камня к чистой поверхности металла.

5. Новизна технических решений, лежащих в основе новых технологических процессов, защищена патентом на изобретение № 2836208 «Способ подготовки к цементированию скважин, пробуренных на буровом растворе на углеводородной основе».

6. Результаты исследований применены при строительстве 206 скважин, при этом доля скважин с ЗКЦ снижена с 23,6 % (2022 г.) до 16,9 %, по результатам опытно-промысловых работ (ОПР) внесены изменения в инструкцию по креплению скважин ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина ЕРБ 2431-2023.

Научные положения, выносимые на защиту:

1. Предложенные алгоритмы исследования удаления пленки РУО с цилиндрической металлической поверхности шероховатостью Ra 12,5 и Ra 0,8, с поверхности известняка и синтетического терригенного образца и определение влияния величины отмыва на изменение адгезии цементного камня к данным поверхностями могут применяться для определения критерия отмывающей способности буферных жидкостей.

2. При применении ДТ для удаления пленки РУО с цилиндрической металлической поверхности с шероховатостью Ra 12,5 отмывающая способность составляет 75 %, а при применении после ДТ 5 %-ного водного раствора сульфонола отмывающая способность возрастает до 85,1 %.

Степень достоверности результатов исследования подтверждается проведением лабораторных экспериментальных исследований по соответствующим российским и зарубежным стандартам на современном сертифицированном оборудовании, достаточной сходимостью результатов.

Апробация результатов

Основные положения и результаты диссертации докладывались и обсуждались на:

- II Международной научно-практической конференции «Прорывные технологии в разведке, разработке и добыче углеводородных ресурсов» (г. Санкт-Петербург, 2023 г.);

- III Международной научно-практической конференции «Прорывные технологии в разведке, разработке и добыче углеводородного сырья» (г. Санкт-Петербург, 2024 г.);

- Научно-практической конференции «Современные вызовы и пути решения в нефтегазовой отрасли» (г. Альметьевск, 2024 г.);

- IV Международной научно-практической конференции «Прорывные технологии в разведке, разработке и добыче углеводородного сырья» (г. Санкт-Петербург, 2025 г.).

Личный вклад автора

Проведен анализ состояния крепления скважин, построенных в терригенных отложениях девонской системы с применением РУО. Доработаны существующие методики определения отмывающей способности буферных жидкостей. Разработана новая методика, позволяющая оценить отмывающую способность буферных жидкостей по изменению силы сцепления на границе «цементный камень - горная порода». Проведены исследования по определению отмывающей способности различных видов буферных жидкостей. Установлена необходимость и доказана эффективность применения буферного комплекса, состоящего из растворяющей и отмывающей буферных жидкостей.

Публикации

Основные результаты диссертационной работы отражены в 10 опубликованных работах, из них 4 - в резецируемых научных изданиях, получен один патент на изобретение РФ.

Структура работы

Диссертация состоит из оглавления, введения, четырех глав с выводами, заключения, списка литературы, включающего 120 наименований. Работа изложена на 129 страницах, содержит 59 рисунков, 22 таблицы.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ПРИМЕНЕНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ, БУФЕРНЫХ ЖИДКОСТЕЙ И КАЧЕСТВА КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН В СЛОЖНЫХ ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

1.1 Возникновение и развитие рецептур буровых промывочных жидкостей

История появления и развития рецептур буровых промывочных жидкостей неразрывно связана с бурением нефтяных и газовых скважин. Более ранние сведения о бурении, как правило, касались добычи воды и рассолов [37, 89, 90]. При бурении первых нефтяных скважин выбуренная горная порода удалялась с забоя при помощи специальных устройств - желонок. В 1846 г. французский инженер М. Фовелл предложил способ непрерывной очистки скважины -промывку. Данный способ предполагает создание циркуляции жидкости при помощи насосов по полым бурильным трубам до забоя с последующим выносом выбуренной породы на устье по затрубному пространству. Первым типом промывочной жидкости стала естественная водная суспензия (ЕВС), которая представляла собой воду и диспергированные частицы выбуренной горной породы [98]. Однако при применении данного типа промывочной жидкости отмечалось налипание глинистых частиц на стенки скважины и бурильные трубы, что приводило к сальникообразованию [82]. Толчком к совершенствованию рецептур буровых растворов послужила потребность в разбуривании высоконапорных пластов, для глушения которых необходимо было утяжелять промывочную жидкость. С 1914 г. началось использование глинистого бурового раствора. Коллоидные частицы глины находятся во взвешенном состоянии, создавая необходимое противодавление на напорный пласт и эффективно удаляя выбуренную горную породу с забоя.

С 1930 г. в США началось внедрение силикатно-натриевого бурового раствора, который применялся для разбуривания глинистых сланцев. Данный раствор характеризуется более высокой степенью ингибирования, чем глинистый,

что позволяет сохранять стабильность стенок скважины при бурении неустойчивых глинистых отложений на более длительное время.

В 1945 г. П. Рельхаузен и Т. Бишкин разработали раствор на нефтяной основе (РНО) [98], который является водонефтяной эмульсией с добавлением бентонита (регулятора вязкости и плотности), окисленных битумов, мыл (регуляторы водоотдачи) и эмульгаторами для создания прочной эмульсии [6].

С увеличением числа скважин и скорости их бурения рецептуры промывочных жидкостей улучшались, чаще применяли различные добавки к ним. С 1945 г. начали активно применяться побочные продукты производства целлюлозы (лигнин, кальций-лигносульфонат, феррохромлигносульфонат и др.). Данные добавки использовали в качестве разжижителей для поддержания на необходимом уровне статического и динамического напряжения сдвига, не позволяя буровому раствору густеть. С 1950 г. началось активное применение поверхностно-активных веществ (ПАВ). Это позволяло уменьшить риск возникновения сальников, препятствовало вспениванию бурового раствора, повышало срок службы долот [75].

Следующим важным этапом в развитии буровых жидкостей стало внедрение ксантановой смолы, которая является результатом воздействия микроорганизмов ксантомонаскампестрис на сахар, находящийся в подходящей среде. Ксантановая смола обладает псевдопластичными свойствами и при малых скоростях сдвига удерживает во взвешенном состоянии выбуренную породу. При увеличении скорости сдвига вязкость раствора с добавлением ксантановой смолы заметно снижается [6, 97].

1.2 Назначение и классификация буровых растворов

Применение высококачественных буровых растворов позволяет наиболее эффективно использовать возможности долот и забойных двигателей, повышать их срок службы, увеличивать механическую скорость бурения, улучшать качество первичного вскрытия пластов-коллекторов, сокращать затраты на борьбу с

осложнениями, связанными с нестабильностью ствола скважины. Буровой раствор выполняет множество функций, которые можно разделить на пять основных групп:

1) гидродинамические - вынос выбуренной породы на дневную поверхность, перенос энергии от бурового насоса к забойному гидравлическому двигателю, охлаждение породоразрушающего инструмента;

2) гидростатические - предотвращение проникновения скважинного флюида в скважину, удержание частиц шлама во взвешенном состоянии при отсутствии циркуляции, сохранение стабильности ствола скважины в номинальном размере, снижение веса бурильной колонны;

3) коркообразование - способность образовывать в поровом пространстве стенок скважины и на их поверхности фильтрационную корку, которая снижает проницаемость пористых пород;

4) физико-механические - сохранение устойчивости стенок скважины при воздействии на породу фильтрата бурового раствора, предотвращение коррозии и абразивного износа бурового оборудования, сохранение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пластов при первичном вскрытии, разупрочнение пород на забое скважины;

5) прочие функции - сохранение теплового режима при бурении многолетнемерзлых пород, создание канала связи для получения данных с телесистемы, обеспечение охраны недр и здоровья персонала.

Не существует общепринятой и единой классификации буровых растворов. В работе [8] автор приводит следующую классификацию (таблица 1.1).

Таблица 1.1 - Классификация буровых растворов

Класс бурового раствора Тип бурового раствора

Глинистые и меловые растворы общего назначения Естественные пресные и слабоминерализованные нестабилизированные

Средне- и высокоминерализованные нестабилизированные

Пресные и слабоминерализованные стабилизированные

Средне- и высокоминерализованные стабилизированные

Растворы для многолетнемерзлых пород

Карбонатно-глинистые

Глинистые растворы специального назначения Известковые

Гипсовые

Хлоркальциевые

Малосиликатные

Калиевые

Глицериновые

Малоглинистые

Недиспергирующие малоглинистые

Безглинистые Неиспергирующие

Полимерсолевые

Растворы электролитов (солей)

Гидрогели солей

Вода

Растворы на углеводородной основе Известково-битумные

Инвертные эмульсии

Газообразные Аэрированные

Пены

Воздух

1.3 Применение бурового раствора на углеводородной основе

Появление инвертного (обратного) эмульсионного раствора (ИЭР) на нефтяной основе являлось новой вехой в развитии рецептур буровых растворов. Буровой раствор на углеводородной основе (РУО) - распространенное название ИЭР, в настоящее время активно применяется при бурении скважин как в Российской Федерации, так и за рубежом [115].

Применение РУО в первую очередь обосновано предотвращением глубокого проникновения фильтрата бурового раствора в продуктивный пласт, что позволяет максимально сохранить ФЕС пласта [26, 27, 55, 62, 109, 113, 116-118]. Наиболее низкими коэффициентами восстановления проницаемости обладают растворы на водной основе (РВО): глинистый буровой раствор - 0,05-01; алюминатный

буровой раствор - 0,2-0,4; безглинистые полимерные солевые буровые растворы -0,2-0,4; биополимерные буровые растворы - 0,3-0,45; минерализованные буровые растворы - 0,45-0,85; пены - 0,5. У РУО коэффициент восстановления составляет 0,6-0,9 [25-27, 57, 108, 110, 115, 116]. Для оценки качества РУО, применяемых для вскрытия продуктивных горизонтов, необходимо обращать внимание на следующие особенности:

- степень минерализации водной фазы (характеризует риск набухания пластинчатых и игольчатых глин);

- соответствие гранулометрического состава твердой фазы бурового раствора поровому пространству продуктивного горизонта с целью минимизации глубины проникновения кольматанта в пласт;

- минимальный показатель фильтратоотдачи бурового раствора с целью недопущения создания большого объема эмульсий с пластовыми флюидами, что может привести к снижению ФЭС пласта.

При бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин особое внимание уделяется стабильности ствола скважины, доведению нагрузки на породоразрушающий инструмент, а также снижению трения между колонной бурильных труб и горной породой [21, 35, 44, 45, 83, 85]. Применение РУО - один из основных инструментов, способствующий безаварийному бурению с возникновением минимальных осложнений при строительстве наклонно направленных и горизонтальных скважин [44, 111].

Основой для РУО являются нефть, дизельное топливо (ДТ), минеральное масло, синтетическое масло, поли-альфа-олефины (ПАО) совместно со сложными эфирами спиртов и монокарбоновой, миристиновой или кокосовой жирной кислотами [119-120]. ДТ получило наиболее широкое применение в качестве углеводородной фазы для РУО. Также достаточно широко используются минеральные и синтетические масла. Их основное преимущество - лучшая удаляемость с частиц выбуренной породы (остаток 5-6 % у минеральных масел, 16-17 % у ДТ) [45].

В качестве немасляной фазы используются водные растворы. Для создания устойчивой эмульсии применяют эмульгаторы или ПАВ. Эмульгатор необходимо вводить в раствор в таком количестве, чтобы образовывалась пленка вокруг каждой частицы воды [99, 100]. Для создания эмульсии воды и углеводородной среды используют СМАД-1, эмультал, окисленный петролатум, АБДМ-хлорид [53, 60, 72, 11]. Чем больше содержание воды в растворе, тем больше требуется эмульгатора для поддержания устойчивости эмульсии. Устойчивость эмульсии также зависит от размера капель водной фазы, так как, если капли будут одинаковыми, им будет сложнее соединяться друг с другом, и будет нарушена стабильность эмульсии. Для обеспечения одинаковой размерности капель воды необходимо приложить усилие сдвига определенной величины. На буровой площадке при приготовлении РУО трудно достичь необходимой величины сдвига, достаточной для создания устойчивой эмульсии [91]. Оно достигается в результате турбулентного перемешивания, которое создается при движении жидкости через гидромониторные насадки. Усилие сдвига и размер капель воды являются важнейшими факторами образования устойчивой эмульсии. При образовании частиц воды разного размера увеличивается вязкость эмульсии и статическое напряжение сдвига, что повышает удерживающую способность бурового раствора [35, 70].

Для оценки свойств РУО необходимо рассмотреть и оценить составы, разработанные в различное время. ВО ВНИИБТ разработан высококонцентрированный инвертный эмульсионный раствор (ВИЭР), предназначенный для бурения скважин, забойная температура которых не превышает 70 °С [22, 54, 76]. В состав входят ДТ или нефть (углеводородная среда), водный раствор солей (MgQ2, CaQ2, №0) - водная среда, СМАД (ПАВ), эмультал (эмульгатор), бентонит (структурообразователь), барит (утяжелитель).

В 1974 г. А.В. Мнацаканов изобрел термостойкий гидрофобно-эмульсионный раствор (ГЭР) для бурения неустойчивых глин и вскрытия продуктивных горизонтов [28, 69, 92]. Особенностью данного раствора является высокая стабильность эмульсии, которая достигается благодаря применению

оксиэтилированного имидозолина (эмульгатора) и пирогенного органокремнезема для снижения межфазного поверхностного натяжения. Автором доказано, что разработанный буровой раствор сохраняет стабильность эмульсии при перепаде температур при циркуляции «устье - забой» [31, 39, 41, 77].

В 1985 г. В.М. Соловьевым изобретен агрегативно устойчивый ИЭР «Эмульжел» [51, 53, 76], который был эффективен при бурении неустойчивых глинистых отложений, так как оказывал наименьшее по сравнению с аналогами разуплотняющее воздействие.

Во ВНИИКРнефти разработан термостойкий буровой раствор на основе ЭК-1, который сохраняет свойства при забойной температуре до 200 С. В его составе насыщенные жирные кислоты (НЖК) и повышенное содержание хлорида кальция. Благодаря такому составу раствор обеспечивает стабильность стенки скважины при бурении глинистых отложений [23, 52, 61, 79].

Несмотря на большой ряд преимуществ, связанных с применением РУО, у данного типа бурового раствора имеется один серьезный недостаток - низкое качество крепления из-за невозможности эффективного удаления пленки со стенок скважины и обсадной колонны. Данная пленка препятствует сцеплению цементного камня с горной породой и обсадной колонной, что способствует заколонной миграции флюидов.

1.4 Применение бурового раствора на углеводородной основе на месторождениях Республики Татарстан

Геологический разрез месторождений Республики Татарстан представлен четвертичными, неогеновыми, пермскими, каменноугольными и девонскими отложениями, которые залегают на докембрийском фундаменте. В тектоническом отношении месторождения Республики Татарстан приурочены к Северному и Южному куполам Татарского свода [102].

В стратиграфическом разрезе Ромашкинского месторождения Республики Татарстан преобладают карбонатные породы (70-80 %), состоящие из известняков, доломитов, известняков доломитизированных, незначительно представлены

аргиллиты (5-10 %). Остальную часть разреза составляют песчаники, глины, мергели, ангидриты и гипсы. Месторождения Прикамья представлены такими же породами, однако их соотношение меняется: уменьшается процентное содержание карбонатных пород до 70-75 % и увеличивается толщина аргиллитов.

При бурении карбонатные горные породы, как правило, образуют устойчивую стенку скважины, глины и аргиллиты склонны к обвалообразованиям, которые наблюдаются в уфимской и сарайлинской свитах, а также в верейском, кыновском, бобриковском горизонтах. Обвалообразование ведет к появлению каверн, из-за которых ухудшается очистка ствола скважины и может происходить подклинивание и прихват колонны бурильных или обсадных труб. В большинстве случаев в процессе бурения размер каверн увеличивается, при остановках циркуляции обвальный шлам оседает на забой, что приводит к дополнительным проработкам ствола скважины и увеличивает стоимость строительства скважины [103-107].

В начале разработки Ромашкинского месторождения в качестве промывочной жидкости применялись глинистые буровые растворы. С целью удешевления стоимости строительства скважин в 1953 г. было принято решение перейти на ЕВС. Это привело к увеличению осыпания верейского, бобриковского и кыновского горизонтов, представленных аргиллитами, заглинизированными песчаниками и алевролитами. Через 3 сут после вскрытия данных горизонтов образовывались каверны толщиной 5-10 м и диаметром более 1 м [103, 105]. При применении глинистого раствора при бурении кыновского горизонта интенсивное обвалообразование начиналось в течение 30-36 ч после вскрытия, что было недостаточным для бурения до проектного забоя и крепления эксплуатационной колонны. Для решения данной проблемы началось повсеместное внедрение установки цементных мостов в интервале кыновских аргиллитов в период стабилизации обвалообразования [102].

В работе [102] автор проводит качественные исследования по времени набухания натурального образца кыновского аргиллита. Для проведения исследований в образце аргиллита высверливалось отверстие (имитация

скважины), в которое помещались жидкости (вода техническая, вода пластовая, керосин, автоловое масло, 5 %-ный водный раствор сульфонола, 5 %-ный раствор жидкого стекла, 5 %-ный раствор хлористого кальция, 2 %-ный водный раствор полиакриламида). По результатам испытания установлено, что при воздействии любой жидкости, кроме автолового масла, происходит разрушение «скважины» -обильное обвалообразование и увеличение начального диаметра за разные промежутки времени. При применении автолового масла (минеральное моторное масло) его проникновения в породу не произошло, порода не потеряла прочность.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Сыркин Дмитрий Анатольевич, 2025 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Агзамов, Ф.А. Известково-кремнеземистые тампонажные материалы для крепления скважин в условиях высоких температур и коррозионно-активных сред : автореф. дис. ... д-ра техн. наук: 05.15.10 / Ф.А. Агзамов ; Уфимский нефтяной институт. - Уфа, 1990. - 45 с.

2. Агзамов, Ф.А. Долговечность тампонажного камня в коррозионно-активных средах / Ф.А. Агзамов, Б.С. Измухаметов. - СПб. : Недра, 2005. -317 с.

3. Оценка эффективности применения вязкоупругих буферных растворов при прямом одноступенчатом цементировании скважин / Ф.А. Агзамов, Р.И. Фаттахов, И.Ф. Нурисламов, Д.Ф. Хузин // Нефть. Газ. Инновации. - 2019. - № 4. - С. 6-7.

4. Агзамов, Ф.А. Выбор компонентов для буферных жидкостей при заканчивании скважин растворами на углеводородной основе / Ф.А. Агзамов, М.Е. Логинова, А.Р. Нургалиев. - Текст : электронный // Нефтяная провинция : сетевое науч. изд. - 2019. - № 1. - С. 189-196. - URL: https://doi.org/10.25689/NR2019.U89-196 (дата обращения: 26.09.2025).

5. Анализ причин заколонных газопроявлений и пути повышения качества цементирования скважин в условиях сероводородной агрессии. - М. : ВНИИОЭНГ, 1984. - 51 с. - (Сер. Бурение : обзор. информ. / ВНИИОЭНГ ; вып. 4 (34)).

6. Физико-химические основы применения полисахаридных буровых растворов для заканчивания скважин / Андресон Б.А., Гибадуллин Н.З., Гилязов Р.М., Кондрашев О.Ф. - Уфа: Монография, 2004. - 247 с.

7. Артамонов, В.Ю. Кольматация и устойчивость глинистых пород при бурении скважин / В.Ю. Артамонов, Ю.С. Кузнецов // Бурение и нефть. - 2013. - № 12. - С. 24-26.

8. Ахмадеев, Р.Г. Химия промывочных и тампонажных жидкостей : учебник для вузов / Р.Г. Ахмадеев, В.С. Данюшевский. - М. : Недра, 1981. -152 с.

9. Ашрафьян, М.О. Влияние технологических факторов на качество цементирования скважин / М.О. Ашрафьян, А.И. Булатов. - М., 1978. - 56 с. -(Сер. Бурение : обзор. информ. / ВНИИОЭНГ).

10. Ашрафьян, М.О. Вытеснение бурового раствора тампонажным и совершенствование технологии цементирования скважин / М.О. Ашрафьян // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2010. - №1. - С. 39-43.

11. Формирование потока вязко-пластичной жидкости в затрубном пространстве скважины / М.О. Ашрафьян, А.И. Булатов, Г.А. Еремин, Е.А. Нелепин // Нефтяное хозяйство. - 1970. - №11. - С. 25-28.

12. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана / К.С. Баймухаметов, П.Ф. Викторов, К.Х. Гайнуллин, А.Ш. Сыртланов. - Уфа : РИЦ АНК «Башнефть», 1997. -422 с.

13. Разработка буферной жидкости для повышения качества крепления скважин, пробуренных с применением растворов на углеводородной основе / Д.Л. Бакиров, Э.В. Бабушкин, Н.В. Воронкова [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2015. - № 10. - С. 32-36.

14. Булатов, А.И. Детективная биография герметичности крепи нефтяных и газовых скважин / А.И. Булатов. - 2-е изд., доп. и уточненное. -Краснодар : Просвещение-Юг, 2009. - 862 с.

15. О необходимости учета седиментационной устойчивости тампонажных цементов / А.И. Булатов, А.К. Куксов, О.Н. Обозин [и др.] // НТС Бурение. - 1971. - № 2. - С. 19-22.

16. Булатов, А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин : учеб. для техникумов / А.И. Булатов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М. : Недра, 1977. - 296 с.

17. Булатов, А.И. Регулирование технологических показателей тампонажных растворов / А.И. Булатов, Н.А. Мариампольский. - М. : Недра, 1988. - 219 с.

18. Булатов, А.И. О природе межтрубных газо-, водо- и нефтепроявлений / А.И. Булатов // Газовая промышленность. - 1996. - № 12.

- С. 24-27.

19. Булатов, А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине / А.И. Булатов. - М. : Недра, 1990. - 409 с.

20. Булатов, А.И. К вопросу о седиментационной устойчивости тампонажных растворов / А.И. Булатов, О.Н. Обозин // Крепление скважин, буровые растворы и предупреждение осложнений. - Краснодар : Краснодарское кн. изд-во, 1970. - С. 256-267. - (Тр. / Краснодарский филиал ВНИИ (КФ ВНИИ) ; вып. 23).

21. Булатов, А.И. Бурение горизонтальных скважин : справочное пособие / А.И. Булатов, Е.Ю. Проселков, Ю.М. Проселков. - Краснодар : Советская Кубань, 2008. - 419 с.

22. Булатов, А.И. Буровые промывочные и тампонажные растворы : учеб. пособие / А. И. Булатов, П. П. Макаренко, Ю. М. Проселков. - М. : Недра, 1999. - 423 с.

23. Булатов, А.И. Справочник по промывке скважин / А.И. Булатов, А.И. Пеньков, Ю.М. Проселков. - М. : Недра, 1984. - 317 с.

24. Булатов, А.И. Совершенствование гидравлических методов цементирования скважин / А.И. Булатов, Р.Ф. Уханов. - М. : Недра, 1978. -240 с.

25. Вафин, Р.М. Повышение качества вскрытия продуктивных пластов путем комплексного использования полисахаридов / Р.М. Вафин // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2011. - Т. 10, № 1. -С. 47-52.

26. Газожидкостные промывочные смеси для заканчивания скважин в условиях аномально низких пластовых давлений / М.В. Турицына, Е.В. Чернобровин, В.А. Морозов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 8.

- С. 111-113.

27. Газожидкостные промывочные смеси для первичного вскрытия пластов в условиях аномально низких пластовых давлений / М.В. Турицына, А.В. Ковалев, В.А. Морозов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 9. -С. 58-59.

28. Глущенко, В.Н. Обратные эмульсии и суспензии в нефтяной промышленности / В.Н. Глущенко. - М. : Интерконтакт Наука, 2008. - 725 с.

29. Голубь, С.И. Буровые растворы для бурения неустойчивых пород на Ромашкинском месторождении / С.И. Голубь // Нефтегазовый комплекс: образование, наука и производство : материалы всерос. науч.-практ. конф. 1418 апр. 2014 г. - Альметьевск, 2014. - Ч. 1 : Нефтегазовое дело: машины, агрегаты и процессы в нефтедобывающей промышленности. - С. 150-154.

30. Голышкина, Л.А. Исследование и разработка способов повышения герметичности контактных зон цементного камня заколонного пространства скважин : автореф. дис... канд. техн. наук: 05.15.10 / Л.А. Голышкина ; ТатНИПИнефть ; науч. рук. канд. техн. наук И.Г. Юсупов. - Уфа, 1977. - 20 с.

31. Городнов, В.Д. Буровые растворы : учебник для техникумов / В.Д. Городнов. - М. : Недра, 1985. - 205 с.

32. Эффективность вскрытия пласта перфорацией в зависимости от типа бурового раствора / Н.Г. Григорян, М.А. Ахметшин, И.Н. Гайворонский, Х.К. Нургельдыев // Нефтяное хозяйство. - 1973. - №11. - С. 15-19.

33. Данюшевский, В.С. Справочное руководство по тампонажным материалам / В.С. Данюшевский, Р.М. Алиев, И.Ф. Толстых. - 2-е изд., перераб. и доп. - М. : Недра, 1987. - 373 с.

34. Двойников, М.В. Исследования технико-технологических параметров бурения наклонных скважин / М.В. Двойников // Записки Горного института. - 2017. - Т. 223. - С. 86-92.

35. Дедусенко, Г.Я. Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы / Г.Я. Дедусенко, В.И. Иванников, М.И. Липкес. - М. : Недра, 1985. -160 с.

36. Деряев, А.Р. Промышленные испытания буферной жидкости «СУБЖ» для вытеснения бурового раствора на углеводородной основе / А.Р. Деряев // Prospects And Key Tendencies Of Science In Contemporary World : Proceedings of XVI International Multidisciplinary Conference, Madrid, Spain, February, 2022. - Madrid, 2022. - С. 34-38.

37. Грей, Дж.Р. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей) / Дж.Р. Грей, Г.С.Г. Дарли ; пер. с англ. Д.Е. Столярова. - М. : Недра, 1985. - 509 с.

38. Еременко, Т.Е. Вытеснение глинистого раствора цементным при цементировании скважин / Еременко Т.Е., Мочернюк Д.Ю. // Крепление скважин и разобщение пластов : материалы сост. во ВНИИБТ в окт. 1962 г. семинара по формированию цементного камня / ВНИИБТ. - М. : Недра, 1964. - С. 103-117.

39. Современные эмульсионные буровые растворы на углеводородной основе. / В.Л. Заворотный, А.В. Заворотный, С.Н. Шишков, В.Н. Кошелев // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. - 2004. - № 3-4. - С. 73-78.

40. Заворотный, В.Л. Специфика цементирования скважин, пробуренных РУО / В.Л. Заворотный, Н.Н. Ефимов, В.А. Мазуров // Эфиры целлюлозы и крахмала, другие химические реагенты и материалы в эффективных технологических жидкостях для строительства, эксплуатации и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин : материалы 14 Междунар. науч.-практич. конф. 8-11 июня 2010 г. - Суздаль, 2010. - С. 146-150.

41. Ивачев, Л.М. Промывочные жидкости и тампонажные смеси : учебник для вузов / Л.М. Ивачев. - М. : Недра, 1987. - 242 с.

42. Исследование влияния седиментации тампонажного раствора на свойства получаемого цементного камня / Е.В. Кожевников, Н.И. Николаев, О.А. Ожгибесов, Р.В. Дворецкас // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 6. - С. 2325.

43. Исследование свойств тампонажных растворов для крепления нефтяных скважин с протяженным горизонтальным участком, пробуренных с

использованием роторных управляемых систем / Е.В. Кожевников, Н.И. Николаев, А.А. Мелехин, М.С. Турбаков // Нефтяное хозяйство. - 2015. -№ 9. - С. 58-60.

44. Исследование смазывающих добавок к буровым растворам для снижения коэффициента трения при строительстве скважин роторными управляемыми системами / А.А. Мелехин, С.Е. Чернышов, П.А. Блинов, М.В. Нуцкова // Нефтяное хозяйство. - 2016. - № 10. - С. 52-55.

45. Исследования буровых растворов на углеводородной основе для первичного вскрытия продуктивных пластов / М.В. Нуцкова, Д.А. Сидоров, Д.Э. Тсикплоу [и др.] // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2019. - Т. 19, № 2. - С.138-149.

46. Совершенствование методики исследования буферных составов, для подготовки ствола скважины перед цементированием скважин, пробуренных с использованием буровых растворов на углеводородной основе / А.Р. Исхаков, Д.А. Сыркин, С.И. Амерханова [и др.] // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ПАО «Татнефть». - Набережные Челны : Экспозиция Нефть Газ, 2023. - Вып. 91. - С. 151-158.

47. Исхаков, А.Р. Совершенствование методики исследования отмывающей способности буферных составов / А.Р. Исхаков, Д.А. Сыркин, Д.А. Миронов // Инженер-нефтяник. - 2023. - № 3. - С. 53-56.

48. Повышение качества цементирования скважин, пробуренных на буровом растворе на углеводородной основе / А.Р. Исхаков, Д.А. Сыркин, И.М. Зарипов [и др.] // Инженер-нефтяник. - 2024. - Спец. вып. - С. 66-68.

49. Кадыров, Ю.Т. Исследование факторов, влияющих на разобщение пластов нефтяных и газовых скважин в различных геолого-технических условиях : автореф. дис... канд. техн. наук: 05.15.10 / Ю.Т. Кадыров ; Ин-т геологии и разведки нефт. и газ. месторожд. Мин. геологии УзССР ; науч. рук. д-р техн. наук Ш.М. Рахимбаев. - Уфа, 1981. - 23 с.

50. Каморин, В.К. О природе межтрубных газо-, водо- и нефтепроявлений // Газовая промышленность. - 1966. - № 7. - С. 17-19.

51. Промышленные испытания бурового раствора эмульгар / Б.В. Касперский, С.Н. Шишков, Н.М. Касьянов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 1992. - № 7. - С. 34-36.

52. Разработка и исследование бурового эмульсионного углеводородного раствора. / Б.В. Касперский, С.Н. Шишков, Н.М. Касьянов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 1992. - № 3. - С. 5-6.

53. Кравчук , М.В. Обоснование и разработка технологических параметров бурового раствора на углеводородной основе для бурения наклонно-направленных скважин гидромониторными долотами : автореф. дис... канд. техн. наук: 25.00.15 / М.В. Кравчук ; Ухтинский ГТУ ; науч. рук. канд. техн. наук, доц. Ю.Л. Логачев. - Санкт-Петербург, 2018. - 20 с.

54. Обоснование критической «прихватоопасной плотности» в осложненных горно-геологических условиях / М.В. Кравчук, Ю.Л. Логачев, С.А. Кейн, М.А. Михеев // Рассохинские чтения : материалы междунар. конф., 2-3 фев. 2017 г. : в 2 ч. - Ухта : УГТУ, 2017. - Ч. 2. - С. 256-261.

55. Моющая буферная композиция для улучшения качества крепления скважин, пробуренных с применением РУО / О.А. Кузнецов, Р.О. Кожевников, Е.Я. Мелешко, М.Т. Машаров // Бурение и нефть. - 2019. - № 9. - С. 31-33.

56. Заколонные проявления при строительстве скважин / сост.: А.К. Куксов, А.В. Черненко. - М. : ВНИИОЭНГ, 1988. - 68 с. - (Сер. Техника и технология бурения скважин : обзор. информ. / ВНИИОЭНГ ; вып. 9).

57. Курбанов, Х.Н. Буровые растворы для сохранения фильтрационно-емкостных свойств коллектора при первичном вскрытии пласта // Инженер-нефтяник. - 2016. - № 3. - С. 18-22.

58. Предотвращение миграции газа в затрубном пространстве цементируемой скважины / Д.К. Левайн, Э.У. Томас, Х.П. Безнер, Д.К. Толпе // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. - 1980. - № 10. - С. 8-17.

59. Летченко, В.К. Затрубные вопросы после цементирования обсадных колонн / В.К. Летченко // Азербайджанское нефтяное хозяйство. - 1954. - № 8.

- С. 18-20.

60. Леушева, Е.Л. Разработка и методика оценки влияния поверхностно-активных веществ в составе буровых растворов на разрушение горных пород / Е.Л. Леушева, Н.И. Николаев // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2013. - № 3. - С. 16-21.

61. Липкес, М.И. Промышленные испытания термостойкой инвертной эмульсии при бурении скважин в объединении «Ставропольнефтегаз» / М.И. Липкес, Ю.В. Барановский, В.К. Челомбиев // Бурение. - 1976. - № 9. -С. 17-20.

62. Литвиненко В.С. Технологические жидкости для повышения эффективности строительства и эксплуатации нефтяных и газовых скважин / В.С. Литвиненко, Н.И. Николаев // Записки Горного института. - 2011. -Т. 194. - С. 84-90.

63. Предотвращение каналообразований и заколонных проявлений при цементировании скважин / П.П. Макаренко, Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Шипица [и др.] // Газовая промышленность. - 1995. - № 10. - С. 9-10.

64. Малеванский, В.Д. Открытые газовые фонтаны и борьба с ними / В.Д. Малеванский. - М. : Гостоптехиздат, 1963. - 212 с.

65. Мамаджанов, У.Д. Затрубные проявления газа / У.Д. Мамаджанов, В.Е. Халафин // Нефтяное хозяйство. - 1966. - № 9. - С.24-28.

66. Мамедтагизаде, А.М. Специальная буферная жидкость /

A.М. Мамедтагизаде, Э.М. Сулейманов, Э.М. Нагиев // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2015. - № 12. - С. 36-38.

67. Повышение качества цементирования нефтяных и газовых скважин / А.Х. Мирзажанадзе, В.И. Мищевич, Н.И. Титков [и др.]. - М. : Недра, 1975.

- 232 с.

68. Михеев, В.Л. Технологические свойства буровых растворов /

B.Л. Михеев. - М. : Недра, 1979. - 239 с.

69. Мухин, Л.К. Буровые растворы на углеводородной основе для бурения в осложненных условиях и вскрытия продуктивных пластов : автореф. дис... д-ра техн. наук: 05.315 / Л.К. Мухин ; МИНХ и ГП им. И.М. Губкина. - М., 1971. - 34 с.

70. Мухин, Л.К. Опыт применения обратной эмульсии, стабилизированной железными мылами окисленного петралатума / Л.К. Мухин, В.Д. Ягодин, Г.Ф. Горшков // Бурение. - 1978. - № 11. - С. 15-17.

71. Применение инвертных эмульсионных растворов для совместного вскрытия солевых и подсолевых отложений / И.С. Нестеренко, А.Н. Ананьев, М.И. Липкес, Н.М. Касьянов // Бурение. - 1977. - № 6. - С. 29-32.

72. Николаев, Н.И. Разработка составов промывочных жидкостей для повышения эффективности бурения твердых горных пород / Н.И. Николаев, Е.Л. Леушева // Записки Горного института. - 2016. - Т. 219. - С. 412-420.

73. Овечкин, А.И. Исследование процессов формирования и разрушения цементного кольца в нефтяных скважинах и разработка мероприятий по повышению качества разобщения высоконапорных пластов (на примере нефтяных месторождений Татарской АССР) : автореф. дис... канд. техн. наук: 05.315 / А.И. Овечкин ; ТатНИПИнефть ; науч. рук. д-р техн. наук, проф. Г.Г. Вахитов. - Уфа, 1972. - 21 с.

74. Овчинников, В.П. Буровые промывочные жидкости : учеб. пособие для вузов / В.П. Овчинников, Н.А. Аксенова. - Тюмень : Нефтегазовый университет, 2008. - 309 с.

75. Орлов, Л.И. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа / Л.И. Орлов, А.В. Ручкин, Н.М. Свихнушин. - М. : Недра, 1976. - 88 с.

76. Орлов, Г.А. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче / Г.А. Орлов, М.Ш. Кендис, В.Н. Глущенко. - М. : Недра, 1991. - 224 с.

77. Патент N 2200753 Российская Федерация, МПК С09К 7/06 (2000.01). Реагент для инвертных эмульсионных растворов : N 2001119629/03 : заявлено 17.07.2001 : опубликовано 20.03.2003 / Поп Г.С., Кучеровский В.М.,

Зотов A.C., Ковалев А.Н. ; патентообладатели Поп Григорий Степанович, Кучеровский Всеволод Михайлович, Зотов Александр Сергеевич, Ковалев Александр Николаевич.

78. Патент N 2208034 Российская Федерация, МПК C09K 7/06 (2000.01). Буровой раствор на углеводородной основе : N 2001128580/03 : заявлено 22.10.2001 : опубликовано 10.07.2003 / Клещенко И.И, Ягафаров А.К., Шарипов А.У., Матюшов В.Г. ; патентообладатель Общество с ограниченной ответственностью «ТюменНИИгипрогаз».

79. Патент N 2208035 Российская Федерация, МПК C09K 7/06 (2000.01). Буровой раствор на углеводородной основе : N 2001133726/03 : заявлено 11.12.2001 : опубликовано 10.07.2003 / Курбанов Я.М., Логинов Ю.Ф., Хайрулин A.A., Матюшов В.Г. ; патентообладатель ДФГУП «ЗапСибБурНИПИ».

80. Патент N 2452849 Российская Федерация, МПК Е21В 33/13 (2006.01), С09К 8/40 (2006.01), С09К 8/467 (2006.01). Способ подготовки к цементированию скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе : N 2010151764/03 : заявлено 16.12.2010 : опубликовано 10.06.2012 / Кохан В.К., Чугаева О.А., Кузнецова О.Г., Кудимов И.А.; патентообладатель Общество с ограниченной ответственностью «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг».

81. Патент N 2836208 Российская Федерация, МПК С09К 8/467 (2006.01), C09K 8/40 (2006.01), C09K 8/50 (2006.01), E21B 33/138 (2006.01). Способ подготовки к цементированию скважин, пробуренных на буровом растворе на углеводородной основе : N 2024132314 : заявлено 28.10.2024 : опубликовано 11.03.2025 / Сыркин Д.А., Исхаков А.Р., Зарипов И.М. ; патентообладатель Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина.

82. Пеньков, А.И. Буровые растворы для проводки скважин в сложных условиях / А.И. Пеньков // Бурение. - 1981. - № 5. - С. 19-23.

83. Повышение эффективности бурения многозабойных скважин за счет применения растворов на углеводородной основе / Д.Л. Бакиров,

Э.В. Бабушкин, М.М. Фаттахов, Д.В. Малютин // Нефтяное хозяйство. - 2016.

- № 8. - С. 28-30.

84. Рахимбаев, Ш.М. Регулирование технических свойств тампонажных растворов / Ш.М. Рахимбаев. - Ташкент : Фан, 1976. - 160 с.

85. Результаты испытания буровых растворов на углеводородной основе при зарезке боковых стволов на Нонг-Еганском месторождении / Д.Л. Бакиров, П.П. Подкуйко, Э.В. Бабушкин [и др.] // Нефтяное хозяйство. -2012. - № 11. - С. 108-109.

86. Сеид-Рза, М.К. Технология бурения глубоких скважин в осложненных условиях / М.К. Сеид-Рза. - Баку : Азернефть, 1963. - 337 с.

87. Разработка методики по комплексному подходу к подбору и оценке свойств буферных жидкостей на стадии лабораторных испытаний с целью повышения качества подготовки ствола скважины перед цементированием / К.Э. Столбов, И.А. Кудимов, А.А. Предеин [и др.] // Нефтепромысловое дело.

- 2023. - № 10. - С. 20-28.

88. Табатабаи Моради, С.Ш. буферных жидкостей для повышения качества цементирования скважины / С.Ш. Табатабаи Моради, Н.И. Николаев // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2018. -№ 7. - С. 32-34.

89. Исторические опыт применения поверхностно-активных веществ в отечественной нефтедобывающей промышленности в 1930-1970-х гг. / Г.А. Тептерева, С.Ю. Шавшукова, Е.А. Удалова, В.Г. Конесев // История науки и техники. - 2018. - № 2. - С. 21-27.

90. Тептерева, Г.А. Эволюция промывочных жидкостей / Г.А. Тептерева, С.Ю. Шавшукова // Современная наука, актуальные проблемы теории и практики. Сер. Гуманитарные науки. - 2017. - № 8. - С. 44-46.

91. Тирон Д.В. Совершенствование технологии эмульсионных растворов для бурения скважин в условиях повышенных забойных температур : автореф. дис... канд. техн. наук: 25.00.15 / Д.В. Тирон ; науч. рук. Н.М. Уляшева. - СПб, 2017. - 20 с.

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

93. Усманов, Р.А. Лабораторные исследования пластифицирующего, высокоингибированного бурового раствора для кыновских аргиллитов / Р.А. Усманов, Л.Б. Хузина, С.И. Голубь // Территория «Нефтегаз». - 2015. -№9. - С. 14-18.

94. Комплекс решений по повышению качества подготовки ствола скважины перед цементированием / М.М. Фаттахов, А.О. Белоусов, О.А. Янусов [и др.] / Бурение и нефть. - 2023. - № 4. - С. 26-33.

95. Хузина, Л.Б. АГНИ-Drill комплексный буровой раствор для бурения кыновских аргиллитов / Л.Б. Хузина, Р.А. Усманов, С.И. Голубь // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2016. - № 3. - С. 110-114.

96. Черненко, А.В. Влияние фильтрационных разрушений на проницаемость тампонажного камня / А.В. Черненко, А.К. Куксов // Нефтяное хозяйство. - 1975. - № 10. - С. 21-24.

97. Эффективность бурения и заканчивания скважин при применении полимерных растворов : обзор. информ. / И.А. Четвертнева, Р.Р. Лукманов, К.В. Антонов, А.У. Шарипов. - М. : ВНИИОЭНГ, 1995. - 31 с.

98. Появление, развитие и совершенствование различных типов буровых растворов в мировой и отечественной практике / И.А. Четвертнева, Г.А. Тептерева, С.Ю. Шавшукова, В.Г. Конесев // История и педагогика естествознания. - 2019. - № 2. - С. 25-29.

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

100. Чудновская, А.В. Экологическая безопасность применения инвертно-эмульсионных буровых растворов на базе растительных масел / А.В. Чудновская, Р.М. Хасанов, Р.Р. Валиев. - Текст : электронный // Нефтегазовое дело : сетевое издание. - 2016. - №. 6. - С. 70-80. - URL: https://ogbus.ru/article/view/ekologicheskaya-bezopasnost-primeneniya-invertno-emulsionnyx-b/24728 (дата обращения: 29.09.2025).

101. Повышение качества крепления боковых стволов, пробуренных с применение растворов на углеводородной основе / В.В. Шкандратов, Д.Л. Бакиров, В.А. Бурдыга [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2016. - № 11. - С.33-36.

102. Юсупов, И.Г. Физико-геологические исследования явлений обвалообразования неустойчивых горных пород при бурении скважин и меры их предотвращения (на примере нефтяных месторождений Татарской АССР) : автореф. дис... канд. техн. наук / И.Г. Юсупов ; ТатНИИ ; науч. рук. док. тех. наук, проф. Н.И. Титков. - М., 1966. - 22 с.

103. Использование номограмм для оценки эффективности цементирования зон осыпания / И.Г. Юсупов, И.Е. Шевалдин, А.А. Родкин, Э.К. Ахметзянов // Вопросы бурения скважин и добычи нефти : тр. / ТатНИИ.

- Л., 1965. - Вып. 7. - С. 189.

104. О закономерностях осыпания аргиллитов верейского и угленосного горизонтов / И.Г. Юсупов, И.Е. Шевалдин, А.А. Родкин, Э.К. Ахметзянов // Вопросы бурения скважин и добычи нефти : тр. / ТатНИИ. - М., 1964. - Вып. 5.

- С. 105-113.

105. Юсупов, И.Г. Об интенсивности осыпания аргиллитов Сарайлинской толщи Прикамья ТАССР и путях его предотвращения / И.Г. Юсупов, И.Е. Шевалдин, Э.К. Ахметзянов // Вопросы бурения скважин и добычи нефти : тр. / ТатНИИ. - Л., 1965. - Вып. 7. - С. 184-189.

106. Юсупов, И.Г. Оценка кавернозности по данным каротажа / И.Г. Юсупов, И.Е. Шевалдин // Бурение. - 1965. - № 3. - С. 17-19.

107. Юсупов, И.Г. Экспериментальные исследования движения частиц породы в кавернозной части ствола скважины / И.Г. Юсупов, И.Е. Шевалдин // Вопросы бурения скважин и добычи нефти : тр. / ТатНИИ. - Л., 1965. -Вып. 7. - С. 176-184.

108. Blinov, P.A. Rheological and filtration parameters of the polymer salt drilling fluids based on xanthan gum / P.A. Blinov, M.V. Dvoynikov // ARPN

Journal of Engineering and Applied Sciences. - 2018. - Vol. 13(14). - P. 5661-5664.

- DOI: 10.3923/jeasci.2018.5661.5664.

109. Blinov, P.A. The process of hardening loose rock by Mud Filtrat / P.A. Blinov, M.V. Dvoynikov // International Journal of Applied Engineering Research. - 2016. - Vol. 11(9). - P. 6630-6632.

110. Blinov, P.A. The method of determining the effects of drilling fluid on the stability of loose rocks P.A. / Blinov, A.V. Podoliak // International Journal of Applied Engineering Research. - 2016. - Vol. 11(9). - P. 6627-6629.

111. Influence of mud filtrate on the stress distribution in the row zone of the well / P.A. Blinov, M.V. Dvoynikov, K.M. Sergeevich, A.E. Rustamovna // International Journal of Applied Engineering Research. - 2017. - Vol. 12(15). -P. 5214-5217.

112. Howard, G.C. Factors to be considered in obtaining proper cementing of casing / G.C. Howard, J.B. Clark // Oil and Gas Journal. - 1948. - № 11. - P. 257272.

113. Leusheva, E. Research of clayless drilling fluid influence on the rocks destruction efficiency / E. Leusheva, V. Morenov // International Journal of Applied Engineering Research. - 2017. - Vol. 12(6). - P. 945-949.

114. Litvinenko, V. The Role of Hydrocarbons in the Global Energy Agenda: The Focus on Liquefied Natural Gas / V. Litvinenko // Resources. - 2020. -Vol. 9(5). - 22 p.

115. Morenov, V. Development of Drilling Mud Solution for Drilling in Hard Rocks / V. Morenov, E. Leusheva // International Journal of Engineering. - 2017. -Vol. 30(4). - P. 620-626.

116. Morenov, V. Investigation of the fractional composition effect of the carbonate weighting agents on the rheology of the clayless drilling mud / V. Morenov, E. Leusheva, A. Martel // International Journal of Engineering. - 2018.

- Vol. 31(7). - P. 1152-1158.

117. Nutskova, M.V. Improving the quality of well completion in order to limit water inflows / M.V. Nutskova, M.V. Dvoynikov, V.N. Kuchin // Journal of

Engineering and Applied Sciences. - 2017. - Vol. 12(22). - P. 5985-5989. - DOI: 10.3923/jeasci.2017.5985.5989.

118. Nutskova, M.V. Improving the quality of well completion in deposits with abnormally low formation pressure / M.V. Nutskova, K.S. Kupavyh // International Journal of Applied Engineering Research. - 2016. - Vol. 11(11). -P. 7298-7300.

119. Stamatakis, E. Meeting the Ultrahigh-Temperature/Ultrahigh-Pressure Fluid Challenge / E. Stamatakis, S. Young, G.D. Stefeno // SPE Drilling & Completion. - 2013 - Vol 28(01). - P. 86-92. - SPE 153709-PA.

120. Wagle, V. Designing Invert Emulsion Drilling Fluids for HTHP Conditions / V. Wagle, A.S. Al-Yami, A. AlSafran // SPE Kingdom of Saudi Arabia Annual Technical Symposium and Exhibition, Apr 23-26, 2018, Dammam, Saudi Arabia. - SPE-192192-MS. - DOI: https://doi.org/10.2118/192192-MS.

ПРИЛОЖЕНИЕ А ПАТЕНТ НА ИЗОБРЕТЕНИЕ