Повышение эффективности ингибирования глинистых пород путем управления минерализацией буровых растворов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат технических наук Ивенина, Ирина Владимировна

• Ивенина, Ирина Владимировна
• кандидат технических наук
• 2011

Оглавление диссертации кандидат технических наук Ивенина, Ирина Владимировна

Введение.

К Проблема устойчивости глинистых пород при бурении скважин.

И Г. 0 механизмах разупрочнения-глинистых пород;.

1.2. Адсорбционные силы л их роль в сохранении устойчивости глинистых пород.'.

1.3. Некоторые особенности и закономерности диффузионно-осмотического массопереноса.„.:.:. 18:

1.4. Диффузия и виды диффузионно-осмотического массопереноса в , скважине:.„.„.;.;.;.:

1.5. Влияние влажности глинистых пород на устойчивость стенок скважин

1.6. Существующие методики регулирования свойств буровых промывочных жидкостей с целью предотвращения осложнений при бурении глинистых пород: .52'

1.7. Цель и задачи исследований.

2. Выбор методов исследований увлажнения глинистых пород в среде бурового раствора. .;.:.:.

2.1. Стандартные методы исследования устойчивости глинистых пород:.

211.1. Исследование,ионообменной активностиглин.

2:1.2. Исследование.структурных изменений глин под действием растворов.

2.2: Специальные методы исследования скорости увлажнения глинистых пород. С.

2.2.1. Подготовка образцов к лабораторным исследованиям.

2.2.2. Изучение скорости пропитки образца растворами различного состава за фиксированный промежуток времени:.

2.2.3. Изучение скорости пропитки образца до фиксированной глубины или окончательного разрушения.

2.3. Выводы по главе 2.

3. Влияние водных растворов на ионный и минералогический состав и сорбционные свойства глинистых пород.

3.1. Исследование ионообменной активности глин.

3.1.1. Влияние состава электролитов на водную вытяжку глинистых образцов.

3.1.2. Изменение химического состава глинистых пород.

3.1.3. Выводы по разделу.

3.2. Исследование структурных изменений глин под действием растворов.

3.2.1. Рентгенография хлорит-гидрослюдистых образцов.

3.2.2. Рентгенография бентонитовой глины.

4. Результаты исследования скорости увлажнения глинистых пород.

4.1. Изучение скорости пропитки образца растворами различного состава за фиксированный промежуток времени.

4.1.1. Влияние электролитов на скорость увлажнения образцов глины.

4.1.2. Влияние дисперсных систем и буровых растворов на увлажнение образца глины.

4.2. Изучение влияния состава раствора на динамику увлажнения образца до заданной глубины.

4.3. Разработка рекомендаций по составу ингибирующих буровых растворов для вскрытия глинистых пород.

Выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности ингибирования глинистых пород путем управления минерализацией буровых растворов»

Одним из наиболее распространенных осложнений при бурении скважин является потеря устойчивости горных пород, слагающих стенки скважин. Возможные случаи потери устойчивости стенок скважин разнообразны, но все они определяются отклонением от номинального размера сечения скважины. Изменение диаметра ствола может быть обусловлено образованием глинистой корки (уменьшение) и размывом отложений, представленных, например, растворимыми солями (образование каверн). Кавернообразование обусловлено осыпями или обвалами горных пород, уменьшение диаметра скважины - выпучиванием пород. Причины последнего явления также различны. Выпучивание пород может привести как к обвалам, (падение пород под действием веса в направлении забоя скважины), так и к пробкообразова-нию (течение пород в направлении от забоя к устью скважины) [10].

Глинистые породы, к которым относятся набухающие глины, аргиллиты и глинистые сланцы, составляют 60 % всего осадочного комплекса пород, где сосредоточены основные запасы нефти и газа. Обрушения стенок скважины или пластические деформации после их вскрытия приводят к осложнениям, на ликвидацию которых затрачивается 23.35 % производительного времени, а также дополнительный расход материалов [15]. В-ряде случаев подобных осложнений скважину вообще не удается довести до проектной глубины. Анализ баланса времени строительства скважин по основным нефтедобывающим регионам страны показывает, что суммарное время, затрачиваемое на ликвидацию указанных осложнений и сопутствующих им аварий, в среднем за последние годы составляет около 10% календарного времени бурения. Вот почему при бурении глубоких скважин с целью поиска, разведки и разработки месторождений углеводородного сырья значительную трудность представляет проходка потенциально неустойчивых глинистых пород.

Таким образом, осыпи и обвалы неустойчивых глинистых пород все еще остаются одной из актуальных проблем, возникающих при бурении скважин.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Установлено, что коэффициент увлажнения глинистых пород Кс находится в обратной зависимости от коэффициента активности неорганического электролита у, который позволит обосновать концентрацию электролитов в ингибирующих буровых растворах.

2. Установлено, что гидратация литифицированных глинистых пород имеет ярко выраженный ступенчатый характер только в присутствии одновалентных катионов. При четко выраженном увеличении продолжительности периода релаксации с ростом концентрации скорость увлажнения меняется не линейно и имеет минимум при концентрации 6-8 % для хлорида калия и 5-7 % для хлорида натрия.

3. Выявлено влияние анионного состава электролита на интенсивность разрушения глинистых пород, определяемое природой анионов. В частности, понижение относительной скорости гидратации по сравнению с хлорид-ионами в присутстсвии сульфат-, фосфат- и ацетат-ионов составляет соответственно 40-50, 30-40 и 10-20 %.

Теоретическое значение работы заключается в развитии научных подходов к оценке гидратации глинистых пород, в частности, в использовании коэффициента активности электролитов в качестве критерия, позволяющего оценить поведение растворов неорганических электролитов в скважине и в порах породы. Такой критерий может служить теоретической основой выбора состава буровых растворов с заданными свойствами.

Работа имеет следующую практическую значимость:

- Коэффициент активности электролитов может быть использован для разработки составов буровых промывочных жидкостей, что позволит сократить время на составление технологических регламентов и может использоваться в технологических проектах строительства скважин.

- Методика оценки скорости увлажнения глинистых образцов на основе определения коэффициента скорости увлажнения Кс может быть использована в качестве экспресс-метода при исследовании воздействия на глины растворов различных составов, а также в учебном процессе. Разработаны методические указания по использованию данного экспресс-метода исследования интенсивности увлажнения глиносодержащих пород.

Автор выражает благодарность, в первую очередь, своему научному руководителю - кандидату технических наук профессору Уляшевой Надежде Михайловне за оказание помощи на всех этапах выполнения диссертационной работы, а также сотрудникам кафедры химии: прежде всего заведующему кафедрой доктору химических наук профессору Крупенскому Владимиру Ильичу, доктору химических наук Хаину Владимиру Сергеевичу (посмертно).

Автор признателен за оказание технической помощи при выполнении экспериментальной части данной работы сотрудникам кафедр УГТУ: бурения, геологии нефти и газа, физики (в лице кандидата физических наук доцента Серова Игоря Константиновича), а также сотрудникам межкафедральной учебной и научно-производственной лаборатории инженерной геологии и технологии минерального сырья.

1. Проблема устойчивости глинистых пород при бурении скважин

В настоящее время рассматриваются два основных аспекта устойчивости ствола скважины. Во-первых, механическая устойчивость, зависящая от усилий и давлений, действующих на стенки ствола, и способность пород сопротивляться этим нагрузкам, т.е. напряженное состояние горных пород и, во-вторых, устойчивость, являющаяся следствием физико-химического взаимодействия бурового раствора с глинистыми породами.

Все теории, основанные на превалирующей роли горного давления в каверно- и обвалообразованиях, не дают объяснений высокой устойчивости сухих и слабоувлажненных глин при продувке скважин газообразными агентами. Не дают эти теории и ответа на вопрос, почему обвалам подвержены в основном глинистые породы и породы, цементирующим веществом которых являются глинистые материалы [14].

Что касается второго аспекта, то общепризнанной является концепция влагопереноса в системе буровой раствор — порода. Однако отсутствует единство взглядов на доминирующую роль в них того или иного вида массо-переноса. Так, одни исследователи придерживаются мнения о преобладающей роли диффузионно-осмотических процессов [3, 4, 15], другие отдают преимущество процессам фильтрации, адсорбции и капиллярной пропитки [14,18].

В зависимости от солевого состава и концентрации поровых вод и промывочной жидкости и возможности их контакта в горной породе будут различны характер и направление перетока жидкостей. В одних разрезах перетоку способствует явление осмоса и капиллярной пропитки, в других — избыточное давление, диффузия и адсорбция. Само по себе поступление жидкости в горную породу не определяет эффекта ее действия на породу. Важен состав жидкости.

Поступление промывочной жидкости (воды или фильтрата) в горную породу создает условия, нарушающие молекулярно-кинетическое равновесие на границе жидкость — твердое тело, изменяется обменный комплекс среды, вследствие чего проявляются новые формы взаимодействия жидкости с минералом и цементирующим материалом, иногда приводящие к предельному ослаблению связей и разрушению породы [47].

По мнению авторов [48] преимущественное воздействие тех или иных процессов, способствующих разрушению глинистой породы, в определяющей мере зависит от глубины ее залегания и, соответственно, от литогенеза. Форма связи влаги в глинистых породах на разной глубине может быть различной: свободная, осмотическая, капиллярная, конденсационная, адсорбци-онно-связанная, химически связанная, - что определяется энергией связи воды и глинистого минерала. В соответствии с этим в разной мере проявляется и возможность того или иного вида взаимодействия в системе буровой раствор - порода при вскрытии пласта (табл. 1.1). I

Таблица 1.1 - Виды взаимодействия в системе «буровой раствор — порода» в зависимости от литогенеза

Глубина, м Прочность на одноосное сжатие, <Тсж, МГГа Стадия формирования свойств глинистых пород в процессе литогенеза Форма связи влаги в глинистых породах Энергия связи, кДж/моль (МПа) Переходная стадия гидратации глинистых пород при движении по стволу скважины

1000 15 Свободное ' уплотнение Свободная Осмотическая Поглощенная Собственно-капиллярная Капиллярно-осмотическая Конденсационная (0,5) (1) (0,1) (1) 0,42(1) 0,42(10) Полная гидратация, максимальное набухание, пептизация и диспергирование

2000 3000 20 30 Затрудненное уплотнение Полимолекулярная адсорбция 4,2(10) 42(102) Гидратация выбуренной глинистой породы в изменяющемся гидростатическом поле давлений

Продолжение таблицы 1.1

4000 45 Наличие уплотненных глин Адсорбционно-связанная (физико-химическая связь) 42(102) 84(103) Гидратация в условиях гидростатического давления

5000 6000 50 55-60 100 Отвердение, образование ар-гиллитоподоб-ных структур Химическая связь 84 840(>103) Равновесное состояние в массиве под горным давлением

Движение жидкости в горной породе во многом зависит от естественной пористости и проницаемости горной породы.

В обыкновенных и сверхкапиллярных каналах, диаметр которых более 0,5 мм, движение жидкости подчиняется законам гидростатики и происходит под действием силы тяжести. В капиллярных (0,5-0,0002 мм) и субкапиллярных (<0,0002 мм) каналах движение жидкости не подчиняется закону гидростатики и происходит под действием особых сил, среди которых наибольшую роль играют поверхностное натяжение, силы прилипания и сцепления, действующие между стенками канала и жидкостью. В субкапиллярных каналах силы прилипания и сцепления становятся столь значительными, что сила гидростатического давления не может их преодолеть, а потому в таких отверстиях движения жидкости практически нет.

Таким образом, очевидно, что поступлению жидкости в пористые непроницаемые или слабопроницаемые породы будут способствовать процессы адсорбции и осмоса [8].

Результаты лабораторных и полевых исследований [3, 4, 8, 15, 27, 41] доказывают существенную роль осмотических процессов в переносе влаги в системе скважина - пласт. Спорной является лишь количественная оценка этой роли, что во многом определяет способ предотвращения осложнений, связанных с гидратацией глин. Для возможно полной оценки доминирующего значения того или иного процесса в гидратации глин рассмотрим механизмы, сопутствующие этим явлениям.

1.1. О механизмах разупрочнения глинистых пород

В качестве одной из основных гипотез о механизме дестабилизации терригенных, засоленных терригенных и отчасти соленосных пород можно рассматривать гипотезу O.K. Ангелопуло и др., согласно которой приствольная зона скважины - это тело, состоящее из трех концентрических слоев [5] (рис. 1.1).

Слой 1 непосредственно соприкасается со всеми компонентами промывочной жидкости (жидкими, твердыми, газообразными), находящимися в диссоциированном состоянии в дисперсионной среде, а также с частицами дисперсной фазы, имеющими размеры, соизмеримые с поровыми каналами породы. Этот слой имеет толщину от нескольких миллиметров, до нескольких сантиметров. Путем введения в буровой раствор специальных реагентов можно осуществить физико-химическое модифицирование пород этого слоя, приводящее к его упрочнению и кольматации. При неправильно выбранной рецептуре раствора слой очень быстро разупрочняется.

Рисунок 1.1. Схема образования концентрических слоев приствольной зоны породы при взаимодействии ее с буровым раствором согласно теории O.K. Ангелопуло и др.

Слой 2 вступает в контакт лишь с теми компонентами раствора, которые проникли через слой 1. Толщина этого слоя может достигать нескольких десятков сантиметров. Анализируя данные экспериментов, проведенных в

Просвет скважины лабораторных условиях, можно заключить, что внутрь слоя 2 проникает в основном только пресная вода за счет капиллярного всасывания или явления осмоса. Влажность породы увеличивается, а механическая прочность снижается. Если слой 1 является несовершенной полупроницаемой перегородкой, пропускающей не только воду, но и растворенные в ней электролиты, то возможны диффузия и перемещение ионов из жидкости, находящейся в поровых каналах (поровая жидкость), в буровой раствор. Здесь имеется в виду случай, когда степень минерализации бурового раствора меньше, чем поровой жидкости. При этом степень минерализации поровой жидкости снижается, что приводит к расширению гидратных оболочек на поверхностях частиц породы. В результате происходит либо увеличение объема породы в слое 2, либо рост в ней внутренних напряжений. Однако влажность породы практически не изменяется.

Слой 3, выделенный в приствольной зоне, представленный породами, сохраняющими свои естественные свойства в течение всего периода бурения, совершенно не вступает во взаимодействие с промывочными жидкостями.

Таким образом, в зависимости от свойств слоя 1 как проницаемой мембраны между буровым раствором и поровой жидкостью в слое 2, может установиться осмотическое или диффузионное взаимодействие. Если степень минерализации бурового раствора ниже, чем поровой жидкости, то результаты диффузии и осмоса в конечном счете одинаковы - устойчивость пород, слагающих стенки скважины, уменьшается.

По мере того, как слой 1 разрушается, его функции начинает выполнять часть слоя 2. Толщина слоя 2 не имеет конечной величины, увеличиваясь во времени, причем скорость этого процесса зависит от свойств пород, слагающих слой 1, температуры, давления, химического состава и плотности бурового раствора, степени минерализации поровой жидкости, степени нарушенное™ (перемятости) пород в приствольной зоне скважины и др.

Таким образом, на скорость и интенсивность разупрочнения потенциально неустойчивых пород, в том числе глинистых, значительное влияние оказывает степень их увлажненности.

Известно, что активное воздействие жидкости выражается процессами гидратации поверхности глинистых пород, диссоциации растворимых солей, процесса ионного обмена и химических превращений веществ [8].

Взаимодействие воды с гидрофильными минералами одними авторами рассматривается как образование на поверхности частиц этих минералов ге-леобразных пленок, другие отмечают, что глинистый раствор и его фильтрат, проникая по трещинам, выполняют роль смазки, уменьшающей силы сцепления между отдельными частицами породы.

В результате некомпенсированных молекулярных сил на поверхности твердой фазы образуются сольватные (гидратные) адсорбционные слои [18].

Суммарное количество жидкости (адсорбционного и диффузионного слоев), связываемое глинистыми минералами при контакте с водными средами, играет значительную роль в сохранении стабильности высококонцентрированных систем природных отложений глинистых пород, слагающих стенки скважин.

Анализ показывает, что наряду с количественным фактором поступившего в пласт фильтрата, еще большее значение имеют его состав и емкость обменного комплекса, которая зависит от состава глины и количества активных групп, содержащихся в ней. Активные группы имеют гидрофильный характер. При контакте с водой происходит своеобразная диссоциация активных групп на подвижные и малоподвижные ионы, связь между которыми ослабляется. При контакте увлажненной глины с растворами электролитов также происходит ионизация активных групп и процесс ионообмена. Однако, в зависимости от состава ионообменного комплекса раствора, набухания глины и нарушения связи между частицами может и не быть. Так, например, при содержании в фильтрате Ыа-катионита последний замещает ионы Са ,

М§ , содержащиеся в глине, что способствует пептизации глины, ее набуханию и разрушению, и, наоборот, если в фильтрате содержатся в основном

2+ ионы

Са , то устойчивость глины на стенках скважины будет стабильной. Состав обменного комплекса оказывает существенное влияние на кинетику набухания глин. Таким образом, увеличение объема глинистых материалов и пород при набухании обусловлено как процессами образования мономолекулярного адсорбционного слоя, так и диффузионных слоев. Набухание сопровождается развитием давления, называемого давлением набухания (или расклинивающим давлением) и выделением теплоты (теплота набухания). Это давление достигает огромных значений и может служить основной причиной смятия технических и эксплуатационных колонн в интервалах залегания сла-болитифицированных глин.

В качестве причин набухания рассматривают совокупность действия адсорбционных, осмотических и капиллярных сил, определяющих напряжение, с которым вода удерживается в структурированной системе [18].

Действие капиллярных сил, видимо, ограничено периодом пропитки пробы исследуемого вещества. При значительной проницаемости проб (отсутствии полупроницаемой мембраны) влияние осмотических сил также носит ограниченный характер. В этом случае основную роль в межпакетном набухании играют адсорбционные силы. Значительное увеличение объема наблюдается в глинистых породах, представленных в основном монтмориллонитами [18].

При этом начальное набухание является внутрикристаллическим и зависит от энергии гидратации обменных катионов. На следующей стадии (макроскопическое или вторичное набухание) Ш-монтмориллонит поглощает примерно 10 см воды на 1 г глины и увеличивает свой объем приблизительно в 20 раз. На этой стадии набухания образование двойных диффузионных слоев происходит скачкообразно от 2 до 3 нм с изменением электростатических сил притяжения к осмотическим силам отталкивания. С поверхностью глин прочно связаны лишь два - три слоя воды. На величину набухания оказывают влияние не только обменные катионы, но и анионы: с увеличением заряда аниона набухание возрастает, что в основном обусловлено осмотическим процессом.

Баланс сил взаимодействия между слоями с ростом водопоглощения значительно изменяется. При малых межслоевых расстояниях силы притяжения и силы отталкивания являются близкими, величинами, а при больших - силы отталкивания становятся больше почти в 100 раз.

Величину набухания определяют по формуле [1В]:

Я = ^ + 1, (1.1)

•".■'•• т где К — коэффициент набухания, равный отношению объема жидкости Уж, связанной пробой, , к объему сухих частиц Уо; у — плотность сухой глины, г/см3; т - масса навески пробы, г; tg¡3 — коэффициент, показывающий, какая доля от объема пор в сухой пробе сохраняется в набухшей пробе (в виде иммобилизованной жидкости); а - некоторый коэффициент, зависящий от свойства глины и величины

Кроме коэффициента Л* можно определить степень набухания К], равную отношению суммы объемов ¥ж + У0 к Ко Или К + I = К}, и коэффициент 1<2, равный отношению ¥ж к массе сухой пробы т.

Степень набухания К1 показывает, во сколько раз увеличился объем сухих частиц вещества, а показатель набухания К2 — сколько жидкости набухао ния (в см ) связывает 1 г глинистых минералов или глинистых пород.

Между этими коэффициентами имеется зависимость: К = К} — 1 = К2Т.

В работе [60] исследовано осмотическое набухание при соприкосновении связанного засоленного грунта с пресной водой или с раствором, концентрация солей которого меньше, чем в грунтовом растворе. Отмечено, что набухание может происходить даже в водонасыщенном грунте, если только он обладает полупроницаемыми свойствами.

Величина набухания при этом зависит не только от разности концентраций солей в грунтовом растворе и во внешней жидкой среде, но и от величины пористости и от рода грунта (гранулометрического и минералогического состава). В качестве исследуемых грунтов были использованы: кембрийская глина, глуховецкий каолин и огланлинский бентонит, - сильно от' личающиеся по минералогическому составу. Из опытов видно, что засоленные грунты (кембрийская глина и глуховецкий каолин) гораздо больше набухают, чем незасоленые. Однако отмечается, что некоторые грунты (огланлинский бентонит) не подчиняются этому правилу, что обусловлено, видимо, еще и ионообменным процессом, вызывающим противонаправленный по отношению к осмотическому поток частиц. Наиболее интенсивное набухание происходит в первые сутки, а дальше процесс набухания замедляется.

В работе [71] рассмотрен механизм разупрочнения глинистых (гидрослюдистых) горных пород при их взаимодействии с буровым раствором вследствие ионообменных процессов.

Нейтральность кристаллической решетки гидрослюдистых минералов, к которым относятся рассматриваемые глинистые породы, обеспечивается калием (К+) и гидроксонием (Н30+), соотношением которых в структурных позициях гидрослюд (в межпакетном пространстве кристаллической решетки) определяется способность последних к внутрикристаллическому набуханию за счет изоморфного замещения калия и гидроксония натрием и гидро-ксилом (ОН") в межслоевых промежутках этих минералов в процессе гидратации. Эти изоморфные замещения обусловливают избыток отрицательных зарядов в кристаллической решетке гидрослюд и делают ее электрически неуравновешенной.

При рН = 7 концентрация ионов гидроксония (Н30+) и гидроксила (ОН") одинакова. В случае применения буровых растворов с рН > 7 равновесие процесса диссоциации смещается вправо, т.е. количество диссоциированных ионов гидроксила увеличивается. В этом случае начинается диффузионный массоперенос выравнивания концентраций между фильтратом бурового раствора и глинистой породой, что приводит к нескомпенсированно-сти структурной ячейки в целом, к ослаблению связей между слоями и, в конечном счете, к осыпанию породы на стенках скважины.

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Ивенина, Ирина Владимировна

155 Выводы

1. Установлено, что объективным критерием интенсивности увлажнения глинистых пород при взаимодействии их с водными растворами может служить определяемый экспериментально коэффициент скорости увлажнения Кс.

2. Экспериментально установлено, что в случае обратимости ионообменных процессов в системе «глинистая порода — раствор» с ростом концентрации наблюдается обратная связь между коэффициентом активности электролита у и коэффициентом скорости увлажнения Кс.

3. Установлено, что в случае необратимости ионообменных процессов в системе «буровой раствор - глинистая порода», т.е. в случае, когда имеет место химическая реакция, приводящая к образованию новых соединений, идет однонаправленный не поддающийся регулированию процесс кольмата-ции породы за счет образования плохо растворимых соединений либо разрушения неглинистых минералов. '

4. Установлено, что растворы некоторых электролитов стабилизируют структуру глин за счет снижения интенсивности ионообменных процессов в глинистых минералах. По убыванию этой способности электролиты ранжируются в следующий ряд (при равных эквивалентных концентрациях):

М£804 > КОН > > СаС12 > КС1

5. Подтверждено, что добавление гипса, кольматирующего породу и являющегося источником ионов кальция, обеспечивает ингибирование гидратации литифицированных глин и повышает эффективность буровых растворов.

6. Установлено, что возникновение осмотических сил, противодействующих продвижению воды в породу, возможно при образовании увлажненного слоя глины не менее 10-12 мм. При меньшей толщине действие осмотических сил практически не сказывается. Таким образом, повышение минерализации раствора для поддержания высокого осмотического давления целесообразно лишь в том случае, когда состав фильтрата на длительное время способен обеспечить стабильность капиллярной системы увлажненной глинистой породы.

7. Установлено, что при использовании солей одновалентных металлов наблюдается ступенчатый характер гидратации литифицированных глинистых пород, обусловленный высокой подвижностью и адсорбционной способностью ионов калия и натрия. Продолжительность периодов релаксации растет с увеличением концентрации соли. Периоды релаксации чередуются с интенсивным разрушением породы, обусловленным диспергированием (пеп-тизацией) глинистого минерала.

8. Доказано, что наличие в растворе анионов: сульфатов, фостатов и ацетатов — повышает ингибирующие свойства электролитов. Присутствие хлорид-ионов при прочих равных условиях, напротив, облегчает процессы разрушения глинистых пород.

9. Разработаны рекомендации по минерализации фильтрата и компонентному составу буровых растворов для вскрытия литифицированных глин.

10. Разработана методика оценки скорости увлажнения глинистых пород, которая в настоящее время используется в учебном процессе по дисциплине «Физико-химические методы борьбы с осложнениями» (приложение 4).

• 157 .■'/•

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Ивенина, Ирина Владимировна, 2011 год

1. Аветисян, НГ. Выбор типа бурового раствора для бурения в неустойчивых породах Текст.: обзорн; информ. / Н.Г. Аветисян. - М., 1983. -31с.-(Сер. Бурение. /ВНИИОЭНГ).

2. Аветисян/' Н.Г. Критерий оценки устойчивости стенок скважин, сложенных глинистыми породами Текст. / Н.Г. Аветисян // РНТС: сер. бурение / ВНИИОЭНГ Ml, 1980; - №Т. — С 5—7.

3. Аветисян, Н.Г. Предупреждение1 нарушений устойчивости' горных пород под действием осмотического*массопереноса Текст.: обзорн. информ. / Н.Г. Аветисян, ВТО. Шеметов М., 1980; - 40 с. - (Сер. Бурение / ВНИИОЭНГ).

4. Аветисян, Н.Г. Прогнозирование осмотических процессов и их последствий при бурении скважин Текст. / Н.Г. Аветисян, В.Ю. Шеметов // РНТС: сер. бурение / ВНИИОЭНГ. М., 1979. - № 10. - С. 8-10.

5. Ангелопуло, O.K. Буровые растворы, используемые при разбуривании солевых отложений в глубоких: скважинах Текст.: обзорн. информ. / O.K. Ангелопуло, Б.Н. Хахаев, H.A. Сидоров. М., 1978. - 70 с. - (Сер. Бурение / ВНИИОЭНГ).

6. Ахмадеев, Р.Г. Химия промывочных и тампонажных жидкостей? Текст.?/ Р.Г. Ахмадеев, B.C. Дашошевский. -М.: Недра, 1981. 152 с.

7. Бабенков, Е.Д:' Очистка воды коагулянтами. Текст. / Е.Д^.Бабенков. М.: Наука/1977. - 355 с.

8. Белов, В.П. Образование. каверн при бурении скважин Текст. / В .П. Белов.-М.: Недра, 1970. 150 с.

9. Брайен, Эванс. Выбор солевых растворов и реагентов для стабилизации глин с целью предотвращения повреждения пласта Текст. / Брайен Эванс, Сайэд Али // Нефтегазовые технологии. 1997. - № 5. - С. 13-17.

10. Васильченко, C.B. О теории и практике борьбы с разрушениями стенок скважин Текст. / C.B. Васильченко // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. № 4. - 2009. - С. 22-27.

11. Войтенко, B.C. Прикладная геомеханика в бурении Текст. / B.C. Войтенко. М.: Недра, 1990. - 252 с.

12. Вялов, В. А. Применение известковых буровых растворов для уменьшения обвалообразований Текст. / В.А. Вялов, В.А. Пошвин, В.И. Кулик, З.П. Матвеева // Нефтяное хозяйство. № 8. - 1995. - С. 37-39.

13. Габузов, Г.Г. Оценка влияния свойств бурового раствора на устойчивость глинистых пород Текст. / Г.Г. Габузов, В.И. Дорошенко, A.C. Макарян // Нефтяное хозяйство. № 9. - 1983. - С. 34-36.

14. Гамзатов, С.М. Влияние осмотических явлений на кавернообразование Текст. / С.М. Гамзатов // РНТС: сер. бурение / ВНИИОЭНГ. М., 1980. - № 8.-С. 16-18.

15. Гамзатов,- С.М. Методика определения и прогнозирования осмотических явлений в скважинах Текст. / С.М. Гамзатов // РНТС: сер. бурение/ВНИИОЭНГ.-М., 1973.-№ 10.-С. 15-17.

16. Глебов, C.B. Экспресс-метод определения физико-химического взаимодействия бурового раствора и горной породы Текст. / C.B. Глебов, JI.A. Степанов // Нефтяное хозяйство. -№ 6. — 1992. С. 17-18.

17. Городнов, В. Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении Текст. / В.Д. Городнов. М.: Недра, 1984. - 23 0 с.

18. Городнов, В.Д. Буровые растворы Текст. / В.Д. Городнов. М. : Недра, 1985.-296 с.

19. Городнов, В.Д. Исследование глин и новые рецептуры глинистых растворов Текст. / В.Д. Городнов, В.Н. Тесленко, И.М. Тимохин и Др- — М.: Недра, 1975. 272 с.

20. Грей, Дж.Р. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): пер. с англ. Текст. / Дж.Р. Грей, Г.С.Г. Дарли. -М.: Недра, 1985. -510 с.

21. Деминская, Н.Г. Разработка сохранения устойчивости литифицированных глин на основе регулируемой кольматации Текст.: автореферат дис. . канд. техн. наук: 25.00.15 / Н.Г. Деминская. Ухта, 2008. -24 с.

22. Дытнерский, Ю.И. Разделение жидких смесей на полимерных мембранах (обзор) Текст. / Ю.И. Дытнерский, В.Н. Головин, Н.В. Кочергин и др. // Теоретические основы химической технологии: Том И. № 5, 1968. — С. 651-664.

23. Дытнерский, Ю.И. Мембранные процессы разделения жидких смесей Текст. /Ю.И. Дытнерский. -М.: Химия, 1975.- 120 с.

24. Евсеев, ■ В.Д.Особенности Разрушения горных пород при использовании различных буровых растворов: Текст.: автореферат дис. . канд. техн. Наук: 25.00.15 / В.Д. Евсеев. Томск, 1997. - 24 с.

25. Зарубежная техника и технология ликвидации прихватов колонны труб в глубоких скважинах Текст.: обзор, информ. / И. А.Серенко, Н. А. Сидоров, Ю. А. Пешалов и др. — М., 1977.- 115 с. (Сер. Бурение / ВНИИОЭНГ).

26. Зозуля, В.П. Разупрочнение стенок скважин в глиносодержащих породах Текст. /В.П. Зозуля. Казань: ФЭН, 2001. - 181 с.

27. Иванников, В.И. О природе осложнений при бурении скважин в неустойчивых глинистых породах Текст. / В.И. Иванников // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2004. — № 5. С.37-42.

28. Ивенина, И.В. Исследование скорости увлажнения глинистых пород Текст.: методические указания / И.В. Ивенина. Ухта: УГТУ, 2011. - 16 с.

29. Иносаридзе, Е.М. Буровой раствор для бурения скважин со значительными вертикальными отходами в разрезах, сложенных глинистыми отложениями Текст. / Е.М. Иносаридзе, Г.Г. Ишбаев, Г.В. Загидуллина // Бурение скважин. № 3. - 2010. - С. 58-60.

30. Исмайлов, Ф.А. О влиянии толщины глинистой корки и минералогического состава горных пород на их осмотические свойства Текст. / Ф.А. Исмайлов, М.А. Галустова, О.В. Качкарева // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1974. - № 3. - С. 17-19.

31. Казанский, В.В. Механизм и профилактика обвалообразования стволов скважин при разбуривании аргиллитовых толщ Текст. / В.В. Казанский, O.A. Брагина и др. // Нефтяное хозяйство. 1991. - № 6. - С.21-23.

32. Кошелев, В.Н. Общие принципы ингибирования глинистых пород и заглинизированных пластов Текст. / В.Н. Кошелев // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2002. - № 1. - С. 13-15.

33. Леонов, Е.Г. О физико-химическом воздействии бурового раствора на напряженно-деформированное состояние горных пород в стенках скважин Текст. / Е.Г. Леонов, B.C. Войтенко // Известия вузов. Геология и разведка. -№ 3. 1977. - С. 117-121.

34. Лиопо, В.А. Рентгеновская дифрактометрия: учеб. пособие. Текст. / В.А. Лиопо, В.В. Война. Гродно: ГрГУ, 2003. - 171 с.

35. Михеев, В.И. Рентгенометрический определитель минералов Текст. / В.И. Михеев. М.: Гос. науч.-техн. изд-во литературы по геологии и охране недр. - 1957. - 870 с.162 '

36. Нечаева, O.A. Изучение свойств малоглинистого полимерного раствора на основе МФ-17 для бурения неустойчивых горных пород Текст. / O.A. Нечаева, В.В. Живаева // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2009.-№ 9; - С. 28-32.

37. Нигмагуллина, А.Г. Обоснование состава полимерсолевых растворов для сохранения- устойчивости глинистых пород с различным, типом структурных связей-Текст. : автореферат дис. . канд. техн. наук: 25.00.15 / А.Г. Нигматуллина. — Уфа, 1984. 26 с.

38. Новиков;,B.C. К вопросу устойчивости глинистых пород при бурении скважин Текст. / B.C. Новиков // Нефтяное хозяйство. 1999. - № б. - С. 1115: '

39. Новиков, B.C. Оценка устойчивости глинистых пород: при бурении ' скважин. Часть 1 Текст. / B.C. Новиков?// Нефтяное хозяйство.,- 1996. № 6. -С. 14-16. •

40. Новиков, 43.С. Оценка устойчивости глинистых пород при бурении скважин. Часть 2 Текст. / B.C. Новиков // Нефтяное хозяйство. 1996. - № 10.-С. 21-24.

41. Нурмамедов, А. Разработка гидрофобизирующих буровых растворов Текст. / А. Нурмамедов // Бурение. 2002. - № 2. - С. 26-27.

42. Нурмамедов, А. Технология получения ингибированных буровых растворов Текст. / А. Нурмамедов // Бурение. 2002. - № 2. - С. 27-29.

43. Обозина, Е.О. Способ обработки . бурового раствора комплексным ингибирующим реагентом «КИР» для, промывки скважин' в неустойчивых глинистых отложениях. Текст. / Е.О. Обозина //Нефтегазовые технологии. -2003.-№ 4.-С. 106-107.

44. Пеньков, А.И; Влияние полимеров на ингибирование глин Текст. / А.И. Пеньков // Нефтяное хозяйство. 1979. - № 5. - С. 24-27.

45. Пеньков, А.И. Новые системы, буровых растворов для осложненных условий Текст. ■/ А.И. Пеньков, В.И. Рябченко и др. //Нефтяное хозяйство. -1982. — № 7. С. 9-13 .

46. Писаренко, А.П. Курс коллоидной химии Текст. / А.П. Писаренко, К.А. Поспелова, А.Г. Яковлев. М.: Высшая школа, 1964. - 246 с.

47. Пономаренко, Ю. Силикатные буровые растворы нового поколения М-сил Текст. / Ю. Пономаренко, В. Землянский, О. Хоперский // Бурение и нефть. 2006. - № 3. - С. 19-20.

48. Рахимбаев, Ш.М. Зависимость кавернообразования в глинистых отложениях от удельного электрического сопротивления бурового раствора Текст. / Ш.М. Рахимбаев, Ю.Т. Кадыров, А.Р. Аминов // Нефтяное хозяйство. 1980. -№ 10. - С. 21-22.

49. Рахимов, A.A. Обвалообразования при бурении и меры их предупреждения Текст. / A.A. Рахимов // Бурение и нефть. 2009. - №11.-С. 33-35.

50. Рейд, П.И. Разработка ингибирующих водных буровых растворов Текст. / П.И. Рейд, П.М. Харрингтон // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. -1991.- № 10.-С. 31-39.

51. Рельтов, Б.Ф. Осмотические явления в связанных грунтах при неравномерном' их засолении Текст. / Б.Ф. Рельтов, H.A. Новицкая // Известия ВНИИ гидротехники. 1954. - Т. 51. - С. 95-122.

52. Рельтов, Б.Ф. Дальнейшие экспериментальные исследования осмотических явлений в связных грунтах Текст. / Б.Ф. Рельтов, H.A. Новицкая // Известия ВНИИ гидротехники. 1955. - Т. 53. - С. 147-164.

53. Рязанов, Я.А. Энциклопедия по буровым растворам Текст. / Я.А. Рязанов. Оренбург: Летопись, 2005. - 664 с.

54. Розенгафт, А.Г. Результаты применения полимерного ингибированного бурового раствора Текст. / А.Г. Розенгафт, З.Ю. Гинковская, М.Я. Червиц // Нефтяное хозяйство. 1989. 7. - С. 23-26.

55. Садыхов, Ю.В. К вопросу о количественной характеристике совместимости свойств бурового раствора и горных пород Текст. /Ю.В. Садыхов, Г.Г. Габузов, В.И. Дорошенко // Азербайджанской нефтяное хозяйство. 1981. -№ 7. - С. 33-36.

56. Свиридов, Л.А. Осмотические явления при бурении скважин Текст. / Л.А. Свиридов, В.И. Рябченко // Буровые растворы и крепление скважин / редакц. совет.: А.И. Булатова, Р.И. Шишенко, В.И. Крылова и др. -Краснодарское книжное издательство, 1971. С. 50-53.

57. Сеид-Рза, М.К. Устойчивость стенок скважин Текст. / М.К. Сеид-Рза, Ш.И. Исмайылов, Л.М. Орман. -М.: Недра, 1981. 175 с.

58. Сеид-Рза, М.К. К вопросу исследования осмотических процессов с точки зрения сохранения целостности стенки скважины Текст. / М.К. Сеид-Рза, М.Д. Фаталиев, Ф.А. Исмайлов // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1974. -№ 2. - С. 14-17.

59. Сергеев, Г.Л. Технология бурового раствора для бурения в осыпающихся глинистых сланцах, аргиллитах Текст. / Г.Л Сергеев // Бурение и нефть. 2004. - № 12. - С. 30-31.

60. Табакаева, Л.С. Использование низкоконцентрированных растворов полимеров в качестве глиностабилизаторов Текст. / Л.С. Табакаева // Бурение и нефть. 2003. - № 3. - С. 16-17.

61. Тагер, A.A. Физико-химия полимеров Текст. / A.A. Тагер. М.: Химия, 1968.-536 с.

62. Уляшева, Н.М. К вопросу увлажнения глинистых пород в водных растворах электролитов Текст. / Н.М. Уляшева, И.В. Ивенина // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2010. - № 4. - С. 24-27.

63. Уляшева, Н.М. Влияние ионной силы раствора на скорость увлажнения глинистых пород Текст. / Н.М. Уляшева, И.В. Ивенина // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2010. - № 4. - С. 28-30.

64. Филиппов, Е.Ф. Разработки ингибирующего бурового раствора, обеспечивающего достоверную интерпретацию результатов геофизических исследований скважин Текст.: автореферат дис. . канд. техн. наук: 25.00.15 / Е.Ф. Филиппов. Краснодар, 2006. - 24 с.

65. Хасаев, P.M. Осмотическое давление на стенках бурящейся скважины Текст. / P.M. Хасаев, P.A. Халилова // Нефтяное хозяйство. 1971. - № 11. — С. 21-22.

66. Чураев, Н. В. Физикохимия процессов массопереноса в пористых телах Текст. / Н.В. Чураев. М.: Химия, 1990. - 272 с.

67. Шарафутдинов, 3.3. Стабилизация глинистых отложений на основе нанотехнологий. Буровые растворы Текст. / 3.3. Шарафутдинов, М.М. Гайдаров и др. // Бурение и нефть. 2009. - № 1. - С. 41-44.

68. Шарафутдинова, Р.З. Влияние степени увлажнения глинистых отложений на стабильность стенок скважины Текст. / Р.З. Шарафутдинова // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2009. — № 9.-С. 20-25.

69. Шарафутдинова, Р.З. Разрушение глинистых отложений в процессе бурения и их взаимосвязь с показателями пластичности и текучести Текст. / Р.З. Шарафутдинова // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2009. - № 10. - С. 8-10.

70. Шеметов, В.Ю. О правомерности диффузионно-осмотической гипотезы влагопереноса в системе буровой раствор — глинистая порода Текст. / В.Ю. Шеметов // Промывка скважин. Краснодар: ВНИИКрнефть. -1980.-С. 113-115.

71. Шеметов, В.Ю. Причины и механизм кавернообразования при бурении скважин Текст. / В.Ю. Шеметов // РНТС: сер. бурение / ВНИИОЭНГ. М., 1978.-№10.-С. 9-11.

72. Шеметов, В.Ю. Регулирование■ осмотических процессов при бурении скважин Текст. / В.Ю. Шеметов // РНТС: сер. бурение / ВНИИОЭНГ. М., 1980.-№11.-С. 7-10.

73. Шептала, Н.Е. Руководство по физико-химическому анализу глинистых растворов, глин, утяжелителей и реагентов Текст. / Н.Е. Шептала. -М.: Недра, 1974. 152 с.

74. Advances in drilling covered at conference in Southeast Asia // Oil & Gas Journal. Feb. 1. - 1993. - P. 41-44.

75. Al-Awad M.N.J., Hamada G.M., Almalik M.S. Low-resistivity beds may produce // Oil & Gas Journal. Jan. 1 - 2001. - P. 33-39.

76. Chenevert M.E., Osisanya S.O. Shale/Mud Inhibition Defined With Rig-Site Methods// SPE Drilling Engineering. 1989, IX. - vol. 4, № 3. - P. 261-268.

77. Cheng-La Lu. A New Technique for the Evaluation of Shale Stability in the Presence of Polymeric Drilling Fluid // SPE Production Engineering. 1988. -vol. 3, № 3. — P. 366-374.

78. Chesser B.G., Gossen F.A. Design Consideration For an Inhibitive, Stable Water-Based Mud System // SPE Drilling Engineering. 1987. - vol. 2, № 4. - P. 331-336.

79. Hale A.H. Method of Quantify Viscosity Effects on Dispersion Test Improves Testing of Drilling-Fluids Polymers // SPE Drilling Engineering. 1991. -March.-P. 44-49.

80. Plank J.P. Visualization of Fluid-loss Polymers in Drilling-Mud Filter Cakes II SPE Drilling Engineering. 1987. - Sept. - P. 203-208.

81. Shokir E.M.E1-M. Neural network determines shaly-sand // Oil & Gas Journal. Apr. 23 - 2001. - P. 3 7-41.

82. Sunde Egil. New Gypsum/Polymer Mud System Eliminates Gumbo Problems on Tommeliten Field Production Wells // SPE Drilling Engineering. -1990.-March.-P. 17-20.

83. Wilcox R.D., Fisk Jr. J.V., Corbett G.E. Filtration Method Characterizes Dispersive Propriety of Shales // SPE Drilling Engineering. 1987. - vol. 2, № 4. -P. 149-158.