WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

 

На правах рукописи

Лушпеева Ольга Александровна

Научные обобщения и технологические разработки

по повышению качества, эффективности

и экологической безопасности буровых работ

Специальность 25.00.15-05 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

Тюмень – 2008

Работа выполнена в Сургутском научно-исследовательском и проектном институте нефтяной промышленности Открытого акционерного общества «Сургунефтегаз» («СургутНИПИнефть» ОАО «Сургунефтегаз»)

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Поляков Владимир Николаевич

- доктор технических наук, профессор

Лукманов Рауф Рахимович

- доктор технических наук, профессор

Вартумян Георгий Тигранович

Ведущая организация - Открытое акционерное общество «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)

Защита состоится 18 апреля 2008 г. в 9.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при Тюменском государственном нефтегазовом университете (ТюмГНГУ) по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32.

Автореферат разослан ___________ 2008 г.

Ученый секретарь 

диссертационного совета,

доктор технических наук, профессор                                        Г.П. Зозуля

Общая характеристика работы

Актуальность работы. Дальнейшее успешное развитие ТЭК в стране во многом зависит от опережающего, в сравнении с достигнутым уровнем добычи, прироста извлекаемых запасов углеводородного сырья промышленных категорий. Перспективы расширения минерально-сырьевой базы в России тесно связаны с темпами ведения геологоразведочных работ на нефть и газ бурением глубоких (Западная и Восточная Сибирь) и сверхглубоких (Астраханская область) скважин. Поддержание достигнутого уровня добычи углеводородов за счет повышения эффективности извлечения остаточных трудноизвлекаемых запасов на поздней и завершающей стадиях разработки нефтегазовых месторождений не возможно без бурения уплотняющей сетки скважин (пологих, горизонтальных, многозабойных) в сложных горно-геологических, природно-климатических и термодинамических условиях.

Анализ современного состояния технологии бурения и заканчивания скважин показывает, что эффективному решению этих задач препятствуют такие факторы, как значительная глубина и несовместимость геолого-технических условий бурения, аномальность термодинамических условий заканчивания скважин как природного, так и техногенного происхождения, природные свойства тампонажных материалов и буровых растворов, сокращение области эффективного применения технологии репрессионного бурения.

При этом нельзя не учитывать отрицательное влияние на процесс строительства скважин  закономерно развивающихся тенденций, связанных со снижением с 15 % до 10 % вводимых в разработку крупных месторождений, увеличением до 80 % фонда добывающих скважин на месторождениях на поздней и завершающей стадиях разработки с ухудшенной структурой остаточных запасов и трудностью их извлечения, прогрессирующий рост обводненности добываемой продукции, достигшей по Западной Сибири 70-100 % при годовом приросте газа порядка 5 %

В сложившихся условиях ключевыми проблемами повышения качества, эффективности и экологической безопасности буровых работ являются:

  • защита природных коллекторских свойств нефтегазовых пластов при заканчивании и эксплуатации скважин;
  • повышение герметичности крепи и гидравлического совершенства конструкции забоя;
  • минимизация влияния процесса строительства скважин на окружающую природную среду.

Большой научный вклад в успешное решение проблем бурения и заканчивания скважин внесли работы институтов Азинефтехим им. М.М.Азизбекова, БашНИПИнефть, НПО «Бурение», ВНИИнефть, ВолгоградНИПИнефть, ИФИНГ, ГАНГ им. И.М. Губкина, СибНИИНП, СургутНИПИнефть, ТатНИПИнефть, УГНТУ, ТГНТУ, и др., а также производственные объединения ОАО «Башнефть», «Беларусьнефть», «Главтюменнефтегаз», «Пермнефть», «Сургутнефтегаз», «Татнефть» и др.

Несмотря на большие достижения в  области строительства скважин за последние 15-20 лет, усложнение геолого-технических, термодинамических и природно-климатических условий требует дальнейшего совершенствования и повышения эффективности буровых работ внедрением в производство современных материалов и технологий.

К актуальным и перспективным направлениям научно-технического совершенствования технологии буровых работ в первую очередь относится:

  • развитие теоретических основ термодинамики промывочных систем;
  • оптимизация состава и свойств буровых растворов, повышающих их функциональные характеристики и экологическую безопасность;
  • разработка и внедрение материалов, химических реагентов и технологических жидкостей для заканчивания скважин в целях достижения максимально возможного дебита и экологической безопасности буровых работ.

Цель работы – повышение качества, эффективности и экологической безопасности буровых работ путем создания современных буровых и тампонажных растворов и технологий строительства скважин

Основные задачи исследований

Для достижения поставленной цели в диссертационной работе решены следующие теоретические, научно-методические и технологические задачи.

  1. Аналитическая оценка современного состояния технологии бурения, заканчивания и экологической безопасности строительства скважин.
  2. Научно-технические обоснования перспективных направлений совершенствования технологических процессов строительства скважин в аномальных природных и техногенного происхождения геолого-технических условиях.
  3. Теоретические, экспериментальные исследования по изучению термодинамики промывочных систем (теория гидрофобных взаимодействий), оптимизации состава и совершенствованию функциональных характеристик экологически безопасных буровых и тампонажных растворов.
  4. Эколого-гигиеническая оценка состояния объектов окружающей среды в районах массового бурения скважин.
  5. Разработка и внедрение комплекса модифицированных технологий, обеспечивших рост качественных, технико-экономических и экологических показателей работ при строительстве скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз».

Научная новизна выполненной работы

  1. Теоретически и экспериментально установлено, что основным стабилизирующим фактором в полимерных системах являются гидрофобные взаимодействия, имеющие энтропийную природу, позволяющие создавать системы буровых растворов  с улучшенными ингибирующими свойствами.
  2. Установлено, что совершенствование известных и создание новых систем промывочных жидкостей возможно на основе теории неравновесных процессов и синергетических межреагентных взаимодействий.
  3. Теоретически и экспериментально обоснованы экологически безопасные составы высокоингибирующих буровых растворов  (ПВБР, ПВБР-К).
  4. Теоретически обоснованы и экспериментально исследованы облегченные тампонажные материалы, обеспечивающие качественное разобщение пластов в несовместимых горно-геологических условиях.
  5. Предложен новый методический подход к оценке воздействия буровых растворов на окружающую природную среду, использующий теоретические исследования миграции отходов бурения на базе математической модели, комплексные эколого-токсикологические и санитарно-химические исследования реагентов, буровых растворов и шламов, систему мониторинга.
  6. Получена комплексная оценка экологического воздействия технологии буровых работ на окружающую среду.

Практическая ценность и реализация

  1. Разработан и внедрен в производство комплекс методических и технологических решений по повышению качества, эффективности и экологической безопасности буровых работ на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз», включающий:
    • модифицированные составы буровых растворов и смазывающих добавок;
    • оптимизированные составы облегченного тампонажного  материала;
    • методику прогнозной оценки эффективности применения полимеров для первичного вскрытия продуктивной толщи;
    • методику проведения исследований по распространению техногенного влияния отходов бурения на окружающую природную среду.
  2. Разработаны и внедрены токсикологические паспорта и ПДК для водоемов рыбохозяйственного назначения на все виды отходов (ОБР, БСВ, БШ и их смеси).
  3. Разработана, прошла промысловые испытания и широко внедряется в ОАО «Сургутнефтегаз» в составе солевых биополимерных и полимерглинистых буровых растворов технологически эффективная и экологически безопасная смазочная добавка к буровым растворам «БИОЛУБ LVL».
  4. Разработаны, промышленно испытаны и рекомендованы к широкому внедрению:
  • рецептура высокоингибирующего, экологически безопасного бурового раствора (ПВБР) на пресной основе с добавкой бинарной композиции (К2СО3 и Гликойл-1), усиливающей ингибирующие свойства;
  • рецептура, технология приготовления и обработки минерализованного,  высокоингибирующего, экологически безопасного раствора (ВБР).

Апробация результатов исследований

Основные научно-технические положения работы докладывались и обсуждались на: научно-технических советах и конференциях институтов ВНИИКРнефть (Краснодар, 1976 г.), СибНИИНП (Тюмень, 1989, 1990 гг.), НПО "Бурение" (Краснодар, 1990, 1998 гг.), НТС ОАО «Газпром» (Тюмень, 1999 г.); 4-ой Всероссийской научно-практической конференции «Новое в экологии и безопасности жизнедеятельности» (Санкт-Петербург, 1999 г.), научно-практичес-кой конференции «Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в ХХI веке. Бурение скважин» (Тюмень, 2000 г.), Всероссийской научно-практической конференции «Разработка, производство и применение химических реагентов для нефтяной и газовой промышленности (Москва, 2002 г.), 6 научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (Геленджик, 2006 г.), 11 Международной научно-технической конференции «Эфиры целлюлозы и крахмала: синтез, свойства, применение» (Владимир, 2007 г.).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 58 научных работ, в том числе 1 монография, 16 статей в журналах, рекомендованных ВАК РФ, 2 авторских свидетельств и 8 патентов РФ.

Объем и структура работы. 

Диссертационная работа изложена на 253 страницах машинописного текста, содержит 65 таблиц, 30 рисунков. Состоит из введения, 5 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников (309 наименований).

Автор выражает глубокую признательность за консультации в области буровых растворов канд. техн. наук Л.П. Вахрушеву, д-ру техн. наук В.Н. Кошелеву, Н.Т. Лосевой; за консультации в области экологии д-ру биол. наук Л.П. Капелькиной; д-ру техн. наук В.Н. Федорова за полезное обсуждение работы.

Автор благодарен специалистам ОАО «Сургутнефтегаз» за содействие во внедрении разработок на предприятии.

Содержание работы

Введение. Обоснована актуальность темы диссертации; сформулированы цель, задачи, методы исследований и разработок; отмечены научная новизна и практическая ценность работы.

Первый раздел посвящен анализу современного состояния технической и экологической безопасности буровых работ при  строительстве нефтяных и газовых скважин Сургутского региона. Рассмотрены особенности геологического строения и гидродинамического состояния залежей нефти и газа на поздней и завершающей стадиях разработки месторождений и их превалирующее влияние на гидравлические условия бурения и заканчивания скважин. Дифференциация текущего пластового давления по разрезу и площади разрабатываемых месторождений, рост гидромеханических нагрузок до 7-12 Мпа на ствол скважин по мере углубления и градиентов давления до 3-5 МПа/м между разнонасыщенными пластами интенсифицируют нестационарные процессы гидравлического и физико-химического взаимодействия технологических жидкостей и массива горных пород, снижая качество и технико-экономические показатели буровых работ.

Как установлено, причиной осложнений при строительстве скважин является активная гидравлическая связь технологических жидкостей и приствольной зоны массива горных пород, которая при воздействии внешних факторов (давление, температура, время, свойство буровых и тампонажных растворов и т.д.) приводит к интенсивным и неконтролируемым процессам гидромеханического и физико-химического взаимодействия в этой системе и к негативным последствиям (ухудшение коллекторских свойств продуктивных пластов, нарушение герметичности крепи, межпластовые и заколонные перетоки).

Анализ механизмов гидромеханического и физико-химического взаимодействия буровых растворов с прискважинной и призабойной зонами флюидонасыщенных пластов показал, что большинство широко применяемых в нашей стране и за рубежом технологий заканчивания скважин недостаточно эффективно сохраняют природные коллекторские свойства продуктивных пластов и не обеспечивают их долговременную изоляцию от водонасыщенных пластов.

В результате сокращается период безводной эксплуатации скважин до 3-6 месяцев, интенсифицируются процессы обводнения, снижается до 10-30 % технологическая эффективность применения методов ОПЗ, РИР, МУН, нарушается контроль и регулирование применяемых систем разработки нефтегазовых месторождений.

Важное место в анализе отведено оценке экологической безопасности буровых работ при строительстве нефтегазовых скважин. Отмечается, что характерной особенностью технологии бурения являются процессы нестационарного гидравлического и физико-химического взаимодействия технологических жидкостей и массива горных пород. Поскольку эти жидкости содержат в своем составе техногенные токсиканты в том или ином количестве, их применение неизбежно оказывает негативное воздействие на объекты природной среды. В связи с этим, выбор технологических жидкостей, обеспечивающих качественную проводку скважин при минимальном негативном воздействии на природную среду, является актуальным научно-техническим направлением развития буровых работ.

Решению проблем экологической защиты окружающей природной среды при строительстве скважин посвящены работы Р.А. Абдуллина, Б.А Андресона, У.М Байкова, О.Н. Балаева, Г.П. Бочкарева, И.Ю. Быкова, Э.Х. Векилова, В.В. Грешинлена, Н.И. Крохина, В.И. Матыцина, В.И. Рябченко, У.Д. Мамаджанова, А.У. Шарипова, В.Ю.Шеметова и многих других исследователей.

Уровень техногенного загрязнения окружающей среды при строительстве скважин во многом зависит от применяемой технологии, конструктивного совершенства и эксплуатационных характеристик бурового оборудования.

Основными загрязнителями природной среды являются технологические отходы бурения: отработанные буровые растворы (обр), буровые сточные воды (БСВ), выбуренная горная порода и буровой шлам (БШ). В отходах бурения кроме воды и выбуренной породы содержатся материалы и химические реагенты, придающие им определенной уровень токсичности. Как показывает промысловый опыт, при строительстве одной скважины образуется в среднем до 500-600 м3 отходов бурения. Влияние отдельных видов отходов на водные объекты, как наиболее подвижные системы в частности по нефтяному загрязнению водоемов в районах массового бурения, остается пока на уровне слабого воздействия.

Проблема складирования отходов, образующихся при строительстве скважин, до настоящего времени как в России, так и за рубежом решается сооружением земляных амбаров. Буровые сточные воды, составляющие до 60 % объема водопотребления, не подвергаются предварительной очистке из-за больших затрат, а сбрасываются в земельные амбары, где часть стоков испаряется, а часть фильтруется в грунт и загрязняет подземные источники пресных вод. Опыт показывает, что использование различных конструкций амбаров-накопителей не решает полностью проблем утилизации, нейтрализации, захоронения жидких отходов бурения, а также экологически безопасной их ликвидации после окончания буровых работ. Загрязнение почвогрунтов отходами бурения происходит в основном при утечках из амбаров-накопителей за счет переполнения, нарушения обваловки, фильтрации, а также при возникновении флюидопроявлений в скважине.

Из веществ и материалов, используемых в бурении, наибольшую опасность для почвогрунтов представляют минеральные соли, нефть и нефтепродукты. Во всех случаях после разлива отходов бурения, особенно содержащих нефть, растительный покров практически полностью уничтожается. При этом установлено, что основными факторами, отрицательно влияющими на почвы, являются избыток растворимых солей и высокое содержание в растворах объемного натрия. Анализ характера и последствий загрязнения природной среды в районах массового бурения под воздействием техногенных факторов приводит к выводу о том, что основными из них являются углеводороды и минеральные соли.

Бурение скважин в интервалах неустойчивых горных пород осложняет технологию буровых работ из-за возникновения осыпей обвалов, каверно- и обвалообразований и связанных с ними прихватами инструмента, поглощениями  жидкости, гидроразрывами. К основным методам предупреждения и борьбы с этим видом осложнений относятся: регулирование давлений в скважине, плотности и водоотдачи буровых растворов, а также их ингибирование, снижающее интенсивность физико-химических процессов взаимодействия с горными породами и повышающее устойчивость стенок скважин.

Вместе с тем, из анализа публикаций по исследованию причин нарушения устойчивости приствольной зоны горных пород установлено, что у специалистов по этому вопросу до настоящего времени нет единого мнения. Одни объясняют причину неустойчивости приствольной зоны горных пород действием тектонических напряжений, колебаниями гидродинамических давлений в скважине, другие - проявлением осмотических эффектов, процессами физико-химического разупрочнения горных пород и т.д. Однако, при близком рассмотрении этих «причин» становится очевидным, что они относятся или к различного рода факторам, или непосредственно к негативным последствиям. Тогда как причиной нарушения устойчивости стенок скважин является процесс физико-химического взаимодействия технологических жидкостей и горных пород на границе раздела фаз.

В этих условиях перспективным направлением повышения устойчивости стенок скважин является разработка рецептур ингибирующих растворов, позволяющих продлить период устойчивости легко набухающих глин и водочувствительных аргиллитов.

Проведенный анализ и оценка современного состояния технологии и экологической безопасности буровых работ позволили сформулировать цель и задачи научно-прикладных исследований по повышению их качества, эффективности и экологической безопасности на месторождениях Сургутского региона.

Во втором разделе основное внимание уделено теории гидрофобных взаимодействий (термодинамика промывочных систем) и ее прикладным аспектам. Подвержены критической оценке сложившиеся теоретические представления о структуре и свойствах буровых растворов. При этом прослеживаются связи между коллоидно-химическими характеристиками буровых растворов и их технологическими параметрами.

Основное внимание в исследованиях уделяется факторам устойчивости промывочных дисперсий. Так, если поведение глинистых растворов удовлетворительно описывается теорией ДЛФО Дерягина – Ландау – Фервея - Овербека (динамическое равновесие сил электростатического отталкивания и Ван-дер-Ваальсового притяжения коллоидных частиц), то при переходе к полимерглинистым и водополимерным растворам большую роль играют синергетические эффекты - признак нелинейной зависимости термодинамических функций от степеней свободы системы. Любой технологический параметр раствора Ki – есть функция всех степеней свободы системы. Применительно к дисперсным системам независимые степени свободы связаны с давлением (P), температурой (Т) и дисперсностью. При данном компонентном составе система стремится к максимальному числу степеней свободы. Так, вода имеет только две степени свободы, связанные с давлением и температурой. По мере накопления в воде глинистых частиц система приобретает третью степень свободы, связанную с дисперсностью глинистой фазы. Таким образом, минимальное число степеней свободы бурового раствора равно 3. Для снижения фильтрации, регулирования реологических, ингибирующих и смазочных свойств буровых растворов в систему вводятся различные полимеры. С точки зрения термодинамики полимерная обработка глинистой суспензии повышает число степеней свободы системы до 4, так как увеличивает число компонентов системы, не изменяя числа присутствующих фаз. В общем случае технологический параметр бурового раствора зависит от температуры (Т), давления (P) и концентраций компонентов раствора (Cij)

Ki = f(P, T, Cij).                                                        (1)

Выражение (1) может быть представлено в форме уравнения регрессии

Ki = P + T + C,                                         (2)

где ,  , - характеристические коэффициенты.

Уравнение (2) позволяет также рассчитать необходимые концентрации реагентов для обеспечения заданных технологических параметров буровых растворов. Расчет характеристических коэффициентов уравнения (2) вариационным методом часто неточен из-за приближения линейной зависимости Ki =f(Ci). Более достоверен дифференциальный метод, по которому характеристические коэффициенты в уравнении (2) являются функциями соответствующих степеней свободы. Действительно, полагая Ki полным дифференциалом, запишем уравнение (2) в дифференциальной форме

d(Ki) = (Ki /Т)dТ + (Ki /С)dС + (Ki /Р)dР.                 (3)

Данное выражение является основным параметрическим уравнением квазистационарной модели бурового раствора в дифференциальной форме. Данные модельные представления отличаются от реальных физико-химических процессов, наблюдаемых при циркуляции бурового раствора, тем, что происходят в равновесных условиях, то есть, полагается, что за время равное периоду циркуляции раствора успевает установиться динамическое равновесие обменных диффузионных и энергетических потоков на границе горной породы с дисперсионной средой раствора. Частные производные в уравнении (3) также являются функциями соответствующих степеней свободы

(Ki /С) = (a1 – k1C1)/C2;

(Ki /Т) = (a2 + k2T1 – k2b)/(b-T)2,                                 (4)

где  а1, а2, b, k1, k2 – постоянные численные коэффициенты.

Таким образом, для любого числа степеней свободы можно рассчитать частные производные в уравнении (2) и решить его, интегрируя обе части в исследуемых интервалах варьирования переменных. Используя уравнения для частных производных (4), перепишем выражение (2) в интегральной форме

  P1  T1  T  C1 C

Ki = dP + dT + (a2 + k2T1 – k2b)/(b - T)2dT + dC + (a1 – k1C1)/C2dC. (5)

  0  0 T1  0 C1

Разработанный метод исследования дисперсных систем, основанный на анализе зависимостей технологических параметров системы от степеней свободы, позволяет достаточно точно выбрать необходимое число степеней свободы для обеспечения заданных технологических характеристик бурового раствора.

Практически во всех современных системах буровых растворов одновременно присутствуют и пептизаторы, стабилизирующие глинистые коллоиды, и гидрофобизаторы, обладающие антидиспергирующим и флокулирующим эффектами. В качестве гидрофобизирующих реагентов наиболее часто используют поверхностно-активные вещества (ПАВ), обладающие адсорбционной активностью на алюмосиликатной поверхности. В отличие от ионогенных ПАВ, поведение неионных полимерных реагентов и ПАВ, слабо влияющих на величину электростатической составляющей расклинивающего давления, в глинистых растворах практически полностью определяется сорбционно-сольватным фактором устойчивости. Мицеллы неионогенных ПАВ (НПАВ) характеризуются более высокой термодинамической устойчивостью и не образуют реверсивных структур при адсорбции на поверхности дисперсных частиц. Это означает, что

НПАВ/Н2О < ИПАВ/Н2О;

НПАВ/Н2О << Г/НПАВ/Н20,                                                (6)

где НПАВ/Н2О - поверхностное натяжение на границе мицелл НПАВ с водой;

ИПАВ/Н2О - поверхностное натяжение на границе мицелл аналогичного по гидрофоб-ности ионогенного ПАВ c водой;

Г/НПАВ/Н20 - межфазное натяжение микрореверсивных структур, образующихся при адсорбции НПАВ на коллоидных частицах.

Таким образом, имеет место гидрофобизация адслоями НПАВ выбуренных частиц и стенок скважины и сорбционно-сольватная стабилизация молекулами НПАВ алюмосиликатных дисперсных частиц. Это обуславливает весьма высокую ценность НПАВ в качестве универсальных реагентов для буровых растворов, выполняющих, как стабилизирующую, так и ингибирующую функции.

Важным направлением исследований является совершенствование смазочных и антиприхватных свойств промывочных жидкостей в результате совместного использования НПАВ с анионными ПАВ – солями жирных кислот (ЖК). В этих комплексах НПАВ выступает мицеллообразователем, количество которого строго лимитировано требованием полного диспергирования ЖК. Содержание мицеллообразователя в смазочной добавке будет тем ниже, чем выше солюбилизационная емкость применяемого НПАВ. Силы гидрофобной ассоциации качественно можно рассматривать, как дополнительные вклады в работу когезии (для макроповерхности) или энергию Ван-дер-Ваальсовых взаимодействий (для дисперсных частиц). Между тем, энергия гидрофобных взаимодействий (ЭГВ) может быть рассчитана непосредственно, как энергия агрегации углеводородных радикалов. Наиболее легко ЭГВ рассчитывается для анионных и катионных ПАВ.

Среди широко применяемых НПАВ различают эмульгаторы и мицеллообразователи. В целом, эмульгаторы обладают гораздо большей поверхностной активностью на границе с неполярной фазой по сравнению с мицелообразователями. Так, поверхностное натяжение 0,3 %-ного раствора НПАВ с гидрофильно-липофильным балансом (ГЛБ) =4,3 на границе с гексаном составляет 2,7 мН/м, а раствора НПАВ с ГЛБ=16 той же концентрации – 20 мН/м. При создании гетероадагуляционных композиций наиболее эффективны среди НПАВ так называемые гидрофобизаторы – вещества, повышающие эффективность смазочного действия за счет усиления гидрофобного экранирования металлической («внутренние» гидрофобизаторы) или мицеллярной («внешние» гидрофобизаторы) поверхностей. Гидрофобизаторы применяют при относительно высокой степени нейтрализации (СН) жирных кислот, когда в водной фазе бурового раствора имеется мицеллярная система, образованная солями жирных кислот. При этом остаточные не нейтрализованные жирные кислоты солюбилизируются в мицеллах ПАВ. К «внешним» гидрофобизаторам относятся полиалкиленгликоли, их алкил-, арил- и другие производные. Действие полиалкиленгликолей заключается в гидрофобизации поверхности мицелл в результате комплексообразования с молекулами анионных ПАВ посредством подандных взаимодействий между атомами кислорода оксиалкильной цепочки и неорганическими противоионами. При этом значительно снижается критическая концентрация мицеллообразования (ККМ) нейтрализованных ЖК и увеличивается концентрация мицеллярных структур. В результате повышается эффективность экранирования трущихся поверхностей за счет количественной гидрофобизации адсорбционных слоев мицеллами ПАВ. К «внутренним» гидрофобизаторам можно отнести полиалкилсилоксан, образующийся при нейтрализации жирных кислот гидрофобизирующей кремнийорганической жидкостью (ГКЖ), а также олефины, ацетали, свободные ЖК, выступающие в рассматриваемых смазочных добавках в качестве естественного гидрофобизатора. «Внутренний» гидрофобизатор органично включается в смазочную добавку в результате солюбилизации в углеводородных ядрах мицелл ПАВ, что усиливает когезионное взаимодействие между гидрофобными элементами адсорбционных слоев ПАВ и обеспечивает буровым растворам низкий коэффициент трения. Действие «внешних» и «внутренних» гидрофобизаторов можно оценить по величине энергии гидрофобных взаимодействий U между углеводородными радикалами адсорбированных молекул, вычисляемой по следующему уравнению

U = ,                                               (7)

где - средняя объемная плотность СН2- группы в адслое;

- свободная энергия, освобождаемая при входе в состояние ассоциации  каждой СН2-группы;

- объем перекрытия соседних адслоев ПАГ.

В таблице 1 приведены результаты расчета энергии U для смазочных составов с равными СН, отличающихся природой используемого гидрофобизатора. Из этих данных видно, что применение «внутреннего» гидрофобизатора – полиалкилсилоксана, более эффективно, чем действие смеси низкомолекулярных полиалкиленгликолей (ПАГ), выступающих в роли «внешнего» гидрофобизатора. Это объясняется тем, что полиалкилсилоксан, взаимодействуя с углеводородными радикалами адсорбированных ЖК, способствует более высокой гидрофобизации твердой поверхности. В то же время, «внешние» гидрофобизаторы (ПАГ), обеспечивая наименьшие значения ККМ присутствующих ПАВ, не способны стабилизировать нормальную ориентацию неполярных цепей, которые располагаются практически параллельно поверхности трения.

Таблица 1 – Показатели эффективности смазочных добавок, использующих различные гидрофобизаторы, в глинистом буровом растворе (бентонит-7 %)

Смазочная добавка

СН

ККМ, %

U, Дж

k тр

ЭСД, МПа-1

ЖК

0,35

0,108

6,75 10-18

0,042

0,0102

ЖК+ГКЖ

0,35

0,064

97,9 10-18

0,035

0,0085

ЖК+ПАГ

0,35

0,011

7,5 10-18

0,040

0,0097

ЖК+ГКЖ+ПАГ

0,35

0,049

99,3 10-18

0,026

0,0063

Смазочная способность также может улучшаться с повышением солюбилизационной емкости мицелообразователя. В таблице 2 приведены результаты исследования смазочной способности буровых растворов, обработанных смазочными составами, представляющими собой смеси ЖК (с С14 по С18) и мицеллообразователей (НПАВ с различными значениями ГЛБ). В ней представлены также минимальные концентрации НПАВ СR в смазочной добавке, обеспечивающие предельную солюбилизацию всех жирных кислот, присутствующих в системе. Дана также оценка сравнительной эффективности применения мицеллообразователей с различными свойствами: солюбилиза-торов (ГЛБ=15-16) и стабилизаторов прямых эмульсий (ГЛБ=10-14).

Полученные результаты, приведенные в таблице 2, позволяют сделать следующие выводы. Во-первых, введение мицеллообразователя в состав смазочной добавки практически не снижает коэффициент трения. Это связано с тем, что повышение эффективности смазочного слоя не всегда компенсирует  уменьшение содержания ЖК в смазочной добавке за счет наличия НПАВ. Во-вторых, наиболее эффективно (обеспечиваются наименьшие значения ЭСД) применение солюбилизатора с оптимальным ГЛБ, равным 16,5, солюбилизатор с ГЛБ=14,5 менее эффективен из-за более низкой солюбилизационной емкости. Использование в качестве мицеллообразователя стабилизатора прямых эмульсий  (НПАВ с ГЛБ=13,6) малоперспективно и заметно не улучшает смазочные свойства по сравнению с «чистыми» ЖК.

Таблица 2 – Смазочные свойства гетероадагуляционных систем на основе комплексов НПАВ и ЖК

ЖК, %

Содержание, %

ГЛБ НПАВ

СR, %

Kтр

ЭСД, МПа-1

ЖК+НПАВ1, (1:1)

ЖК+НПАВ2, (1:1)

ЖК+НПАВ3, (1:1)

0,5

-

-

-

-

100

0,07

0,019

-

0,5

-

-

16,5

50

0,06

0,015

-

-

0,5

-

14,5

60

0,07

0,017

-

-

-

0,5

13,6

80

0,07

0,019


Примечание: Прочность смазочного слоя характеризовали показателем эффективности смазочного действия (ЭСД), имеющего смысл удельного коэффициента трения (Kтр) смазочной пленки, для которой предельная нагрузка составляет 1 МПа

Выполненные теоретические исследования позволили создать новый класс технологических жидкостей и смазочных добавок.

Третий раздел диссертации посвящен лабораторным исследованиям и опытно-промысловым испытаниям модифицированных буровых растворов для различных условий бурения на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз».

В основу разработок положены современные теоретические представления о процессе ингибирования неустойчивых глинистых пород и использования реагентов с повышенными ингибирующими свойствами. При решении задачи повышения антидиспергирующей способности разрабатываемых систем буровых растворов большое внимание уделялось созданию безопасных для окружающей среды промывочных жидкостей с учетом экологических особенностей их применения на месторождениях Западной Сибири.

Лабораторные исследования по обоснованию оптимального состава пресного высокоингибирующего и экологически безопасного глинистого бурового раствора (ПВБР) проводились с помощью известных и специально разработанных методик с применением современного экспериментального оборудования и приборов. Для определения ингибирующей способности и диспергирующей активности использовали тестер динамики набухания глинистых сланцев (Dynamic Lainear Swellmeter Complete w/Сompaсtor и методику оценки диспергирования шлама (роллинг тест). Для определения технологических характеристик буровых растворов (реологические, тиксотропные свойства и фильтратоотдача) при разработке рецептур ПВБР использованы методики контроля параметров буровых и тампонажных растворов (СТП 103-2003).

Рецептуры глинистых буровых растворов корректировали с учетом прогрева до 75 °С. Технологические параметры базовых растворов представлены в таблице 3.

Из данных таблицы 3 следует, что оптимальным ингибирующим эффектом обладает рецептура № 2. На рисунке 1 представлены результаты оценки ингибирующей активности базовых рецептур бурового раствора. Для сравнения

Таблица 3 - Технологические параметры базовых рецептур буровых растворов

№ п/п

Состав раствора

Технологические параметры

ρ,

кг/м3

Т,

°С

φ300

φ 600

СНС,

дПа

Колл, %

Тф,

%

Ф,

см3

рНф

ηпл

мПа с

τ0,

дПа

ВНСС0,03

об./3 мин

n

K

1

Глинистый раствор

(р=1100 кг/см3)

Kem Pas - 0,15 %

Poly Kem-D – 0,03 %

1100

26

25

40

14/19

2,31

6

5,5

7,5-8

15,0

47,9

24194

0,68

0,37

2

Глинистый раствор

(=1100 кг/см3)

Poly Kem-D – 0,3 %

1100

52

40

62

38/58

2,6

6

3,6

7,5

22,0

86,1

18196

0,63

0,78

3

Глинистый раствор

(=1100 кг/см3)

Kem Pas - 0,15 %

Poly Kem-D – 0,03 %

Ксантановая смола –

0,2 %

1120

40

34

48

24/34

2,64

7

4,5

7,5-8

14

96

28950

0,5

1,53

Рисунок 1 – Кинетика набухания искусственных глинистых образцов в системе базовых пресных глинистых  буровых растворов №№ 1 - 3

приведена ингибирующая активность солевого биополимерного раствора (СБР). Аналогичные результаты получены при исследовании ингибирующей активности базовых рецептур методом роллинг-теста (таблица 4).

Определен оптимальный экологически безопасный состав ПВБР на основе базовой рецептуры и комплексной ингибирующей добавки (полиэфир – неорганический ингибитор) для проводки вертикальных и наклонно направленных скважин (глинистый раствор =1080 кг/м3, POLY KEM-D 0,3 %, Гликойл 6 %, поташ 0,3 %). Кривые набухания различных  рецептур ПВБР представлены на рисунке 2.

По результатам лабораторных исследований разработана рецептура пресного высокоингибирующего экологически безопасного бурового раствора с катионными реагентами ПВБР (К). Задачей исследований явился подбор азотсодержащих ингибиторов, обеспечивающих совместно с катионным органическим флокулянтом и анионным понизителем фильтрации в составе интерполимерного комплекса (ИПК), требуемые технологические свойства и эффективное снижение набухания глинистых сланцев. В качестве азотосодержащих производных в составе ПВБР (К) были исследованы реагенты: глисол, флон, катасол, полиэтиленполиамины (ПЭПА), в качестве флокулянта - реагенты акрилового ряда, обладающие катионной активностью. Дополнительно в системе бурового раствора использовались понизитель фильтрации и биополимер ксантанового ряда.

На основании проведенных исследований реологических и фильтрационных параметров ПВБР (К) и анализа полученных результатов, для оценки ингибирующей активности выбраны две рецептуры, кинетика набухания которых представлена на рисунке 3 и рисунке 4. Из сравнения ингибирующей способности ПВБР (К) (Праестол 650 ВС – 0,6 %, ПАЦ НВ – 1,2 %, Polyxan – 0,2 % и ПЭПА – 1,0 %), обладающего меньшим коэффициентом набухания, с ингибирующей способностью базовых рецептур, применяемых в ОАО «Сургутнефтегаз», следует, что катионный состав обладает более высокими ингибирующими свойствами (рисунок 5).

Таблица  4 - Результаты исследования диспергирующей активности базовых рецептур буровых растворов

№ п/п

Состав раствора

mисх. образца, гр

mсух. остатка, гр

П, %

Д, %

Среднее

значение Д, %

1

Рецептура № 1:

Глинистый раствор ρ=1080 кг/м3,

Poly Kem-D – 0,03 %

Kem Pas - 0,15 %

20

16,61

83,05

16,95

15,01

16,92

84,6

15,4

17,46

87,3

12,7

2

Рецептура № 2:

Глинистый раствор ρ=1080 кг/м3,

Poly Kem-D – 0,3 %

16,65

83,25

16,75

16,58

16,44

82,2

17,8

16,96

84,8

15,2

3

Рецептура № 3:

Глинистый раствор ρ=1080 кг/м3,

Poly Kem-D – 0,03 %,

Kem Pas - 0,15 %;

Ксантановая смола - 0,2 %

16,65

83,25

16,75

13,4

17,48

87,4

12,6

17,83

89,15

10,85

Рисунок 2 - Кинетика набухания искусственных глинистых образцов в системе пресных глинистых  буровых растворов с добавкой ингибиторов на базе рецептуры: POLY KEM-D 0,3 %

Рисунок 3 – Кинетика набухания глинистых образцов в системе ПВБР(К): Праестол 650 ВС - 0,6 %; ПАЦ НВ - 1,2 %; Polyxan - 0,2 %; ПЭПА - 1 %

Рисунок 4 - Кинетика набухания глнистых образцов в системе ПВБР (К): Праестол 650 ВС - 0,6 %; КМЦ 9 С - 1,2 %; Polyxan - 0,2 %; ПЭПА - 1 %

Рисунок 5 - Кинетика набухания искусственных глинистых образцов в системе базовых буровых растворов, применяемых в ОАО «Сургутнефтегаз»

Таким образом, в результате проведенных лабораторных исследований установлено, что одним из вариантов экологически безопасной рецептуры промывочной жидкости, не содержащей минеральных солей и хлорид ионов, может быть использована пресная катионная система с применением полиаминов.

Для бурения горизонтальных стволов разработана система высокоингибирующего экологически безопасного бурового раствора без твердой фазы не содержащего хлоридов на основе карбоната калия, Гликойла, крахмала и биополимера (ВБР). Уникальность ВБР заключается в том, что благодаря образованию адсорбционных слоев, возникающих при адсорбции на глинистой макроповерхности комплексов полиэлектролитов полисахаридной природы и полиэтиленгликолей с катионами К+ усиливаются ингибирующие свойства системы (рисунок 6).

Повер- Функцио-  Условный Электростатическое поле

хность  нальные  заряд с двумя точками разрыва

глины группы  противоионов К+

Рисунок 6 – Структура полимолекулярной адсорбции в избытке полиэтиленгликоля

При бурении наклонных, пологих и скважин с горизонтальным окончанием ствола, где существенно возрастают энергозатраты на преодоление сил трения, большое значение имеют смазывающие свойства бурового раствора. В настоящее время предпочтение отдается смазочным добавкам комплексного действия, которые, повышая долговечность и износостойкость бурового оборудования, обеспечивают снижение адгезии фильтрационной корки и прихватоопасность бурового раствора, снижают гидравлические сопротивления в циркуляционной системе скважины. Одним из основных требований к современным смазочным добавкам является экологическая безопасность их применения для объектов окружающей природной среды.

Важнейшим принципом, определяющим эффективность той или иной смазочной добавки, является создание гидрофобных покрытий двух контактирующих поверхностей: буровой компоновки и пород слагающих стенки скважины. При этом, наиболее эффективен хемосорбционный монослой, образуемый высшими жирными кислотами и их солями с нитеобразным строением молекул.

В качестве основного смазочного компонента и источника высокомолекулярных карбоновых кислот было выбрано талловое масло, Для того чтобы транспортировать молекулы активных жирных кислоты к поверхности трения, выступающей в роли адсорбента, необходимо добиться равномерного распределения присадки в водной дисперсионной среде раствора. Распределение смазочного компонента за счет образования мицелярной лиофильной системы достигается введением в систему мицелооразующих и эмульгирующих поверхностно активных веществ (ПАВ). Результаты исследований диспергирующей и эмульгирующей способности позволили выбрать наиболее оптимальные соотношения смазочного компонента (ЛТМ) и эмульгаторов в рецептуре разрабатываемой смазочной добавки и оптимальное содержание комплексной смазочной добавки, получившей название БИОЛУБ LVL, в солевых биополимерных растворах без твердой фазы и полимерглинистых системах (таблица 5).

В четвертом разделе приводятся результаты лабораторно-аналитиеских исследований по разработке модифицированного состава облегченного тампонажного материала для геолого-технических условий крепления скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз».

При креплении скважин в ОАО «Сургутнефтегаз» в качестве облегченного тампонажного материала используются гельцементные смеси, характеризующиеся длительными сроками схватывания и недостаточной прочностью при низких положительных и отрицательных температурах.

Одним из существенных дефектов крепи нефтяных и газовых скважин является возникновение межпластовых перетоков, нарушение герметичности

Таблица 5 - Влияние опытного образца смазочной добавки на технологические параметры модельных растворов

Растворы

Параметры

p,

кг/ м3

Т, °С

СНС,

дПа

300/600

Ф, см3

рН

µ

,

мПа·с

t0 ,

дПа

n

К

внсс

Модельный солевой

биополимерный (СБР)

1068

76

34/38

55/75

7,0

7,2

0,221

20

168

0,45

3,38

5199

СБР + 0,1 % БИОЛУБ LVL

1070

74

34/38

56/76

6,0

6,7

0,184

20

173

0,44

3,60

4999

СБР + 0,3 % БИОЛУБ LVL

1070

76

34/38

55/75

7,0

6,7

0,175

20

168

0,45

3,38

5999

СБР + 0,5 % БИОЛУБ LVL

1068

85

34/38

61/84

6,0

6,7

0,116

23

182

2,98

0,00

5197

(С) + 0,1 % СРЖН

1070

76

29/34

52/71

6,0

7,8

0,193

19

158

0,45

3,16

4799

(С) + 0,3 % СРЖН

1070

68

29/34

52/71

6,5

7,8

0,182

19

158

0,45

3,16

6799

(С) + 0,5 % СРЖН

1070

68

29/34

50/69

6,5

7,8

0,175

19

149

0,46

2,76

7598

Модельный полимерглинистый раствор (ПГР)

1198

48

77/259

42/59

7,4

8,0

0,415

17

120

0,49

1,98

57188

ПГР + 0,1 % БИОЛУБ LVL

1196

48

72/245

37/53

7,5

8,0

0,345

16

101

0,52

1,46

55788

ПГР + 0,3 % БИОЛУБ LVL

1194

46

72/250

37/52

7,6

8,0

0,158

15

106

0,49

1,73

56195

ПГР + 0,5 % БИОЛУБ LVL

1189

42

67/230

34/48

7,8

8,0

0,141

14

96

0,5

1,53

52362

ГР + 0,1 % СРЖН

1198

42

62/254

37/53

7,5

8,0

0,389

16

101

0,52

1,46

49889

ГР + 0,3 % СРЖН

1192

42

53/235

36/51

7,8

8,0

0,278

15

101

0,5

1,57

52146

ГР + 0,5 % СРЖН

1188

40

53/250

35/50

8,0

8,0

0,245

15

96

0,51

1,42

53982

резьбовых соединений под воздействием знакопеременных осевых нагрузок, коррозия обсадных колонн при контакте с минерализованными водами. Для качественного цементирования скважин необходимо применять цементы с высокими прочностными свойствами, седиментационно устойчивые. Кроме того, при плотности 1250- 1500 кг/м3 цементный камень должен быть устойчивым к агрессивным водам.

Поскольку, техническое состояние крепи стало определять не только эффективность применения тех или иных систем разработки углеводородных залежей, но и экологическое состояние окружающей природной среды, негативными последствиями которого становятся нарушения охраны недр, водных ресурсов, растительности, мест обитания животного мира и т.д., главными критериями качества и эффективности работ по креплению скважин являются: герметичность крепи и длительность периода безотказной эксплуатации всех ее элементов – приствольной зоны массива горных пород, цементного кольца и колонны обсадных труб.

Одной из проблем качественного крепления скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» является подъем цементного раствора на расчетную высоту при креплении кондукторов и эксплуатационных колонн. Как показал промысловый анализ, повышение качества цементирования достигается за счет применения тампонажных растворов с повышенными изолирующими свойствами, отличительной особенностью которых является высокая седиментационная устойчивость и низкая водоотдача.

Целью являлось создание принципиально нового облегченного тампонажного материала, заводской готовности с расширенными функциональными характеристиками, повышающими качество крепления скважин при температурах от 20 °С до 100 °С, удовлетворяющего современным требованиям крепления скважин в условиях Западной Сибири.

Реализуется эта цель путем решения следующих задач:

  1. обоснованием выбора базового вяжущего;
  2. выбором облегчающей добавки и разработкой рецептуры облегченного

тампонажного материала полной заводской готовности;

  1. исследованием облегченного тампонажного материала в лабораторных условиях и испытанием при цементировании скважин для решения вопроса эффективности и технологичности его применения.

При разработке оптимального состава облегченного тампонажного материала исследованы составы с различным соотношением компонентов, результаты которых представлены в таблице 6.

Одновременно исследовано влияние тонкости помола клинкера на реологические и физико-химические свойства облегченного тампонажного материала (таблица 7). По результатам исследований установлена оптимальная тонкость помола, при которой остаток на сите 008 составляет 10-12 %.

При выборе облегчающей добавки большое внимание уделено предварительной подготовке исходного сырьевого материала (трепела), которая заключается в его термообработке при специально подобранном температурном режиме. При этом, происходит сушка до нулевой влажности и активация трепела, что позволяет получить облегченный тампонажный материал  и раствор на его основе плотностью 1400-1500 кг/м3 с низким водоотделением, высокими прочностными характеристиками камня и обеспечить длительные сроки хранения материала. Физико-механические и реологические параметры тампонажного раствора и камня из предлагаемого облегченного материала, хранящегося в течение 9 месяцев соответствуют требованиям ГОСТ 1581-96 и превышают параметры известных облегченных материалов, измеряемые в идентичных условиях.

На основании проведенных лабораторных исследований разработан состав облегченного тампонажного материала и выпущена опытная партия в ОАО «Сухоложскцемент». Физико-химические и реологические свойства облегченного тампонажного цемента и гельцемента приведены в таблице 8.

Промысловые испытания тампонажного материала, облегченного термообработанным трепелом проведены при цементировании 9 эксплуатационных колонн и 29 кондукторов. По данным ГИС подъем цемента за эксплуатационной колонной достиг расчетного уровня во всех скважинах,

Таблица 6 - Влияние соотношения компонентов на свойства облегченного тампонажного материала

Состав смеси, %

Температура опыта,  оС

В/С

Растекаемость, мм

Плотность раствора, кг/м3

Сроки схватывания,

ч-мин

Время загустева-ния, мин

Водоотде-ление, мл

Клинкер

Трепел

известняк

гипс

Начало

Конец

72

25

1

3

22

0,9

235

1550

12-45

17-00

9,3

72

25

1

3

75

0,9

235

1550

88

9,3

67

28

2

3

22

0,9

212

1520

12-00

17-25

8,5

67

28

2

3

75

0,9

212

1520

115

8,5

56

38

3

3

22

0,9

205

1490

10-00

12-15

0

56

38

3

3

75

0,9

205

1490

165

0

47

45

4

3

22

0,9

185

1480

10-55

16-30

0

47

45

4

3

75

0,9

185

1480

130

0

42

50

5

3

22

0,9

170

1460

11-30

15-25

0

42

50

5

3

75

0,9

170

1460

120

0

Таблица 7 - Влияние тонкости помола на свойства облегченного тампонажного материала

Помол шихты, остаток на сите 008, %

Темпе-ратура опыта, оС

В/С

Растекае-мость, мм

Плотность раствора, кг/м3

Сроки схватывания,

ч-мин

Время загустевания, мин

начало

конец

5,5

22

1,05

195

1430

9-00

14-00

5,5

75

1,05

195

1430

70

7,5

22

1,05

205

1430

9-15

14-30

7,5

75

1,05

205

1430

90

9,5

22

1,05

210

1430

9-25

15-20

9,5

75

1,05

210

1430

110

11,5

22

1,03

205

1430

9-35

16-00

11,5

75

1,03

205

1430

160

Состав шихты:  Клинкер                -        46 %

Трепел                -        45 %

Известняк                -        2 %

Гипс                -        7 %

подъем за кондукторами достиг расчетной высоты в 26 случаях. И только в трех скважинах уровень цементного раствора составил 20-30 м ниже расчетного. Коэффициент качества крепления по опытным скважинам превысил базовые (гельцементные растворы) на 12-15 %. Экономический эффект от внедрения разработки на этапе промышленных испытаний составил 3361680 руб.

Пятый раздел работы посвящен комплексной оценке экологического воздействия технологии бурения на окружающую среду и разработкам, повышающим уровень их безопасности. Основными источниками загрязнения окружающей среды при строительстве скважин являются технологические отходы бурения: отработанный буровой раствор (ОБР), буровой шлам (БШ), буровые сточные воды (БСВ), химические реагенты и материалы, углеводородные жидкости. Анализ показывает, что имеющиеся сведения о токсичности, отходов

Таблица 8 - Физико-механические и реологические  свойства облегченного тампонажного цемента

  производства ОАО «Сухоложскцемент» и гельцементной смеси

Состав смеси

Темпера-тура опыта, оС

В/С

Растека-емость, мм

Плотность раствора, кг/м3

Сроки схватывания, ч-мин

Время загустевания,

ч-мин

Предел прочности при изгибе, МПа, 48 час

Водоотде-ление, мл

начало

конец

ПЦТ IIIоб5-100

Сухой лог

75

0,90

235

1530

1-50

2-00

95

1,65

1,6

ПЦТ IIIоб5-100

75

1,05

>250

1470

2-15

2-50

145

1,40

3,6

ПЦТ IIIоб5-100

22

0,90

235

1530

9-50

13-45

-

0,86

1,6

ПЦТ IIIоб5-100

22

0,95

245

1520

10-00

14-00

-

0,80

2,2

ПЦТ-II-50  - 86 %

глинопорошок –14 %

75

1,00

>250

1480

2-35

4-55

-

1,4

7 сут.- 1,85

14 сут-1,97

28 сут.-1,87

9,0

ПЦТ IIIоб5-50

75

1,10

>250

1460

1-30

2-35

145

1,20

4,0

ПЦТ IIIоб5-50

22

1,00

240

1490

>10

>300

0,60

2,4

ПЦТ IIIоб5-50

75

1,00

250

1500

1-45

2-45

160

1,65

3,1

ПЦТ IIIоб5-50

22

0,95

240

1510

9-30

12-50

>300

0,70

2,4

бурения и их поражающего воздействия на природные экосистемы разнообразны и часто противоречивы. Недостаточно изучены вопросы влияния тяжелых металлов на токсичность отходов бурения, процессы миграции загрязнителей в почвогрунты и водную среду, не доработаны экспресс-методы оценки влияния жидких отходов и бурового шлама.

Для оценки технологичности систем буровых растворов предложен комплексный подход, основанный на изучении физико-химических, эколого-гигиенических свойств материалов и отходов бурения. А о степени их влияния на природные объекты судили по изменению экологического фона в районах массового строительства скважин.

Исследование токсичности буровых растворов и отходов бурения проводили по двум направлениям:

  1. Оценка изменения токсичности бурового раствора и выбуренной породы (шлама) в процессе бурения скважины.
  2. Эколого-гигиеническая оценка отходов бурения (БСВ, ОБР, БШ) и химреагентов.

Изменение токсичности бурового раствора и шлама в процессе бурения оценивалось по изменению физико-химических показателей в пробах, отобранных из различных интервалов общепринятыми методами. По мере углубления происходит увеличение содержания органических веществ в буровом растворе, что объясняется повышением концентрации химреагентов, появление нефти связано с наличием ее в породе коллектора и использованием на технологические нужды. Повышенное содержание солей в интервале 1000-1700 м объясняется попаданием из сеноманских отложений агрессивных щелочно-хлоридно-натриевых пластовых вод. БШ помимо техногенных может содержать в своем составе и природные загрязнители, к которым относятся  нефть, тяжелые металлы, соли, радиоактивные элементы в количествах, превышающих фоновые концентрации.

На поверхности земли возможна  мобилизация токсичных веществ из БШ, в частности, тяжелых металлов, за счет вымывания с атмосферными осадками, инфильтрационных почвенных процессов, переноса ветром, агрессивного (подкисляющего) действия корневой системы растений, метаболических микробных процессов. Проведенные санитарно-химические исследования буровых шламов свидетельствуют о том, что они содержат в своем составе повышенные по сравнению с кларками элементов в земной коре по А.П. Виноградову концентрации марганца, железа, никеля, кобальта, меди, цинка и хрома, которые превышают также предельно-допустимые концентрации для почв (ПДКп , ОДКп). Определением содержания подвижных форм тяжелых металлов установлено, что эти элементы находятся в форме малоподвижных, трудно выщелачиваемых соединений (рисунок 7), что позволяет оценить образцы буровых шламов как безопасные для окружающей среды. Радиоактивное загрязнение грунтов определялось по их удельной активности (Бк/кг) по гамма-излучению. Изменение естественного радиоактивного фона не зафиксировано.

Степень токсичности отходов бурения определяли по их влиянию на теплокровных животных (кроликов, белых крыс и морских свинок). Разработаны первичные токсикологические паспорта  и ПДК в воде рыбохозяйственных водоемов для всех видов отходов (БСВ, ОБР, БШ) и их смеси, которые могут быть взяты за основу при оценке воздействия на объекты окружающей среды отходов бурения в процессе строительства скважин, выбора способов их размещения, хранения, утилизации, рекультивации нарушенных земель, оценке ущерба в аварийных ситуациях.

Расчетным путем определено и подтверждено проведенными лабораторными экспериментами, что рецептуры полимерглинистых растворов на основе акриловых полимеров Poly Kem-D и  Kem Pas (или их аналогов), при их концентрациях в БШ до 250 мг/л и 125 мг/л соответственно,  не обладают острой токсичностью по отношению к высшим растениям, гидробионтам и микроорганизмам. Таким образом, мы практически работаем в области безопасных концентраций и получаемые отходы бурения не будут оказывать отрицательного воздействия на окружающую природную среду, тем более, что не происходит залповых сбросов больших объемов в природные объекты, и буровые

Рисунок 7 – Выщелачивание токсикантов из бурового шлама в различные экстрагенты в сопоставлении

с ПДКп подв. ф.

шламы не являются почвой для произрастания растений.

С использованием математической модели шламового амбара проведены теоретические исследования процесса миграции отходов бурения и предложен метод расчета распространения токсикантов в объекты природной среды.

В качестве критерия количественной оценки миграции содержимого шламового амбара (ША) принят радиус влияния Rвл.. Получена зависимость Rвл, позволяющая расчетным путем определять зону распространения техногенных токсикантов через дно и стенки земляных котлованов

,                (8)

где К - коэффициент фильтрации, м/сут;

А - коэффициент размерности;

С - коэффициент, характеризующий загрязненность грунта (100-500);

dэ - дисперсность шлама, мм;

Н - глубина залегания водоупора, м;

ρ - плотность бурового раствора, кг/м3;

μ - вязкость бурового раствора, спз;

ΔУгв - геодезическое превышение уровня жидкости в ША над уровнем грунтовых вод, м;

Lша - длина ША, м;

Вша - ширина ША, м;

Т  -  время существования ША;

τ - температурный коэффициент.

По выведенной формуле нами были просчитаны радиусы распространения основных токсикантов для 7 выбранных экспериментальных кустов скважин, расположенных на трех типах рельефа местности: суходол, пойма, болото. Расчетные данные свидетельствуют о том, что зона распространения фильтратов буровых растворов из шламового амбара не превышает 100 м.

Достоверность и возможность использования этой формулы для определения зоны влияния ША на природные объекты была подтверждена экспериментально путем химического анализа проб грунтов и поверхностных вод, отобранных  на различных расстояниях от объектов.

Расчетные радиусы влияния по исследуемым кустам не превышают стометровую отметку. Теоретические исследования подтверждены экспериментальным путем. Сравнение показателей содержания токсикантов в проанализированных пробах почвогрунтов и природных вод свидетельствует о том, что наблюдается несколько повышенное содержание солей (Na+, Cl ) и нефтепродуктов в почвогрунтах и грунтовых водах, элементов Co, Zn, Ni, Mn, Ba  и Pb в болотных водах  и  Fe, Mn, Cu, Pb, Cr, Mo  и As в почвогрунтах в радиусе 100 м от кустовых площадок. В более удаленных точках показатели приближались к фоновым.

В процессе работы разработана и апробирована методика проведения исследований по распространению техногенного влияния отходов бурения на окружающую природную среду, ключевые положения которой легли в основу методики проведения экологического мониторинга в ОАО «Сургутнефтегаз».

По результатам аналитических обобщений, лабораторных исследований и промысловых испытаний разработан комплекс экологически безопасных технологий строительства скважин позволяющий повысить качество, технико-экономические и экологические показатели буровых работ.

       

Основные выводы и рекомендации

  1. Получила дальнейшее развитие теория гидрофобных взаимодействий (термодинамика промывочных систем) в водных дисперсионных средах, раскрыт механизм «мягкого» ингибирования, который позволил осуществить гидрофобную модификацию недиспергирующих буровых растворов неионогенными ПАВ и усовершенствовать методику прогнозной оценки эффективности применения полимеров при первичном вскрытии продуктивной толщи.
  2. По результатам научных обобщений и исследований дана аналитическая оценка современного состояния технологии бурения и заканчивания скважин в геолого-технических условиях Сургутского региона. Установлено, что ключевыми проблемами повышения качества, эффективности и технико-экономических показателей буровых работ являются:
    • защита природных коллекторских свойств и долговременная изоляция нефтегазовых пластов от флюидонасыщенных пластов продуктивной толщи;
    • повышение технической надежности крепи и экологической безопасности строительства скважин.
  3. В результате развития традиционных представлений о физико-химической природе промывочных дисперсий сформулирована новая технологическая идея их совершенствования на основе приложения теории неравновесных процессов и синергетических межреагентных взаимодействий.
  4. Предложены научно обоснованные методики оценки ингибирующих свойств буровых растворов, исследования влияния технологических жидкостей на коллекторские свойства продуктивных пластов.
  5. Разработан и внедрен в производство комплекс технологических решений по повышению качества, эффективности и экологической безопасности буровых работ на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз», включающий:
  • рецептуры высокоингибирующих, экологически безопасных буровых растворов  (ПВБР, ПВБР-К);
  • оптимизированные составы облегченного тампонажного  материала с добавкой термообработанного трепела;
  • смазывающая добавка к буровым растворам марки  «БИОЛУБ LVL»;
  • технология приготовления и обработки минерализованного экологически безопасного бурового раствора ВБР.
  1. Разработан научно-методический подход и получена комплексная оценка экологического воздействия технологии буровых работ на окружающую природную среду.
  2. Результаты выполненных работ легли в основу 10 руководящих документов, являющихся нормативной базой для проектирования строительства скважин в ОАО «Сургутнефтегаз». Годовой экономический эффект от внедрения разработок автора составил 48 миллионов рублей.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих печатных работах:

а) монографии

  1. Вахрушев Л.П. Элементы термодинамики промывочных жидкостей: Монография / Л.П.Вахрушев, О.А. Лушпеева, Е.В. Беленко.– Екатеринбург: Изд-во Путиведь, 2003. - 151 с.

б) научных статьях в журналах, рекомендованных ВАК РФ

  1. Лушпеева О.А. Обработка буровых растворов полиакриламидом и кремнийорганической жидкостью / О.А. Лушпеева, С.А. Гарьян, В.М. Лимановский, Г.Н. Лышко // Нефтяное хозяйство.-1982.- № 8. - С.18-22.
  2. Батурин Ю.Е. Научно-проектное обеспечение нефтедобычи в ОАО «Сургутнефтегаз» / Ю.Е. Батурин, О.А. Лушпеева, В.П. Ваганов, А.И. Шешуков // Нефтяное хозяйство. - 1997. -  № 9. – С. 16-18.
  3. Зельцер П.Я. Применение тампонажных растворов с техногенными наполнителями на месторождениях Сибири / П.Я. Зельцер, О.А. Лушпеева, Н.Т. Лосева, А.Г. Фазлыев // Нефтяное хозяйство.-1998. - № 1. - С. 33-35.
  4. Шамрай Ю.В. Лабораторные и промысловые испытания ПАВ комплексного действия СНПХ-ПКД-515 / Ю.В. Шамрай, О.А. Лушпеева, Р.Г. Шакирзянов, В.Н. Кошелев, Г.Б. Проводников // Нефтяное хозяйство.-1998. - № 2. - С.114-115.
  5. Лушпеева О.А. Применение  ПАВ комплексного действия  при бурении скважин в ОАО Сургутнефтегаз / О.А. Лушпеева, Г.П. Зозуля, А.Т. Кошелев, В.Г.  Долгов // Известия вузов. Нефть и газ. – 1999. - № 4. - С. 37-43.
  6. Лушпеева О.А. О природе синергетического эффекта в полимерглинистых буровых растворах / О.А. Лушпеева, В.Н. Кошелев, Л.П. Вахрушев, Е.В. Беленко // Нефтяное хозяйство.- 2001. - № 3. – С. 28-30.
  7. Лушпеева О.А. Полимердисперсные синергетические явления и новые системы буровых растворов / О.А. Лушпеева, В.Н. Кошелев, Л.П. Вахрушев, Е.В. Беленко, Д.В. Проскурин // Нефтяное хозяйство.- 2001. - № 4. – С.23-24.
  8. Лушпеева О.А. Эффективность применения биополимерных  буровых растворов при бурении боковых стволов с горизонтальным участком / О.А. Лушпеева, А.А. Балуев, Е.А. Усачев, Т.В. Грошева // Нефтяное хозяйство.- 2001. - № 9. – С.35-37.
  9. Лушпеева О.А. Пространственно структурированные водные безглинистые буровые растворы / О.А. Лушпеева, В.Н. Кошелев, Л.П. Вахрушев, Е.В. Беленко, А.И. Пеньков // Там же. - С.48-51.
  10. Лушпеева О.А. Использование  реологической модели бурового раствора для контроля давления в скважине / О.А. Лушпеева, Г.С. Ширяев, Г.Б. Проводников // Там же. - С. 44-47.
  11. Лушпеева О.А. Разработка и применение концепции «пульсирующих» эмульсий для бурения горизонтальных стволов малого диаметра / О.А. Лушпеева, В.Н. Кошелев, Л.П. Вахрушев, Е.В. Беленко // Нефтяное хозяйство.- 2002. - № 8. -. С.76-78.
  12. Лушпеева О.А. Выбор бурового раствора для зарезки бокового ствола / О.А. Лушпеева, А.А. Балуев, И.К. Диниченко // Бурение и нефть. - 2002.- № 8. – С. 46-48.
  13. Лушпеева О.А.Совершенствование рецептур буровых растворов для условий строительства скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / О.А. Лушпеева, Г.Б. Проводников, Н.Т. Лосева, В.И. Безденежных, Э.В. Сафаров // Там же. – С.79-83.
  14. Лушпеева О.А. Структурированные технологические жидкости для заканчивания скважин / О.А. Лушпеева, И.К. Диниченко // Там же. - С.84-87.
  15. Лушпеева О.А. Высокоингибирующий экологически безопасный буровой раствор для бурения горизонтальных скважин / О.А. Лушпеева, Г.Б. Проводников, И.В. Лодина, Л.П. Вахрушев, В.П. Полищученко // Нефтяное хозяйство.- 2007. - № 9. – С.46-49.

в) статьях и тезисах докладов

  1. Гарьян С.А. Реагент на основе кубовых остатков производства резорцин-формальдегидных смол / С.А. Гарьян, Г.Д. Евтушенко, В.М. Лимановский, О.А. Лушпеева // Техника и технология промывки и крепления скважин: Тр. ВНИИКРнефть. - Краснодар, 1976. - Вып. 10. - С.34-37.
  2. Гарьян С.А. Малоглинистый буровой раствор для забойных температур до 150 градусов / С.А. Гарьян, В.М. Лимановский, О.А. Лушпеева // Там же. – С.37-43.
  3. Алишанян В.Р. Оценка блокирующей способности фильтратов буровых растворов / В.Р. Алишанян, О.А. Лушпеева, В.М. Мичник // Нефть и газ Западной Сибири: Сб. тез. докл.  второй Всесоюз. конф.. - 1989.- С.130.
  4. Алишанян В.Р. Комплексные порошкообразные реагенты - регуляторы свойств буровых растворов / В.Р. Алишанян, Л.П. Вахрушев, О.А. Лушпеева // Повышение эффективности строительства скважин в Западной Сибири: Сб. науч. тр. – Тюмень: СибНИИНП, 1989. - С.69-73.
  5. Лушпеева О.А. Применение трехступенчатой системы очистки буровых растворов от выбуренной породы на Восточно-Сургутском месторождении / О.А. Лушпеева, Л.В. Нарушева, А.А. Сидоров // Повышение эффективности строительства скважин в Западной Сибири: Сб. науч. тр. СибНИИНП. – Тюмень, 1989. - 79-87.
  6. Алишанян В.Р. Изучение свойств смазочных добавок для буровых растворов / В.Р. Алишанян, О.А. Лушпеева, Л.В. Нарушева, А.А. Сидоров // Пути повышения эффективности и качества строительства нефтяных скважин в Западной  Сибири: Сб. науч. тр. СибНИИНП.- Тюмень, 1990.- С.28-33.
  7. Алишанян В.Р. Композиционное модифицирование эфиров целлюлозы / В.Р. Алишанян, Л.П. Вахрушев, О.А. Лушпеева // Новые материалы и жидкости для бурения скважин, вскрытия и гидроразрыва продуктивных пластов: Сб. науч. тр. НПО «Бурение».- Краснодар, 1990. - С.96-109.
  8. Кошелев В.Н. Исследование буровых растворов и перфорационных жидкостей, применяемых для первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / В.Н. Кошелев, О.А. Лушпеева, А.И. Пеньков // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сб. науч. тр. СургутНИПИнефть. – М., 1997.- С. 87-95.
  9. Лушпеева О.А. Использование модифицированных крахмальных реагентов для бурения скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / О.А. Лушпеева, Л.В. Корикова, Л.П. Вахрушев, В.Н. Кошелев // Там же. - С.115-120.
  10. Лосева Н.Т. – Облегченные тампонажные растворы с добавками тонкодисперсного диоксида кремния. / Н.Т. Лосева, О.А. Лушпеева, П.Я. Зельцер // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сб. науч. тр. СургутНИПИнефть. - Москва, 1997. – С.121-132.
  11. Кошелев В.Н. Экспериментальные исследования ПАВ комплексного действия СНПХ ПКД 515 / / В.Н. Кошелев, О.А. Лушпеева, Г.Б. Проводников // Вопросы промывки скважин с горизонтальными участками ствола: Сб. науч. тр. НПО «Бурение».- Краснодар, 1998.- С. 114-120.
  12. Лушпеева О.А. Экологические аспекты строительства нефтегазовых скважин в ОАО «Сургутнефтегаз»  // Новое в экологии и безопасности жизнедеятельности: Сб. тез. докл. четвертой Всерос. науч.-прак. конф.- С-Пб., 1999. – Т. 2. - С.80-83.
  13. Лушпеева О.А. Мониторинг окружающей среды при добыче и транспортировке нефти / О.А. Лушпеева, Л.П. Капелькина, Н.Г. Медведева, Г.М.  Лаврентьева // Новое в экологии и безопасности жизнедеятельности: Сб. тез. докл. четвертой Всерос. науч.-прак. конф.- С-Пб., 1999. - Т. 3. - С. 446.
  14. Лушпеева О.А. Оценка влияния отходов бурения на окружающую природную среду Обеспечение экологической безопасности при проведении буровых работ // Материалы НТС ОАО «Газпром» - Тюмень, 1999. - С.56 – 62.
  15. Лушпеева О.А. Состав жидкостной ванны для ликвидации прихватов //  Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сб. науч. тр. СургутНИПИнефть. – Екатеринбург, 2000. – Вып. 2. - С. 12 – 22.
  16. Лушпеева О.А. Комплексный подход к выбору бурового раствора для условий бурения скважин в ОАО «Сургутнефтегаз» / О.А. Лушпеева, Н.Т. Лосева, В.Г.  Долгов // Там же. – С. 23 – 27.
  17. Лушпеева О.А. К вопросу об оценке качества вскрытия продуктивных пластов нефтяных скважин / О.А. Лушпеева, В.Н. Кошелев, В.А. Куксов, В.Г. Долгов // Там же. – С. 28 – 36.
  18. Лушпеева О.А. Комплекс технико-технологических мероприятий, направленных на снижение воздействия процесса строительства скважин на окружающую природную среду // Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в ХХI веке. Бурение скважин: Сб.докл. науч.-практ. конф. 16-17 февраля 2000 г. – Тюмень, 2000. - Часть III. – С.15 – 20.
  19. Лушпеева О.А. Опыт применения облегчённых тампонажных материалов в ОАО «Сургутнефтегаз» / О.А. Лушпеева, Н.Т. Лосева // Там же. – С.21 – 26.
  20. Лушпеева О.А. Итоги и перспективы развития научно-исследовательских и проектно-изыскательских работ СургутНИПИнефть / О.А. Лушпеева, А.И. Шешуков, В.С. Мамутин, Ю.Е. Батурин // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сб. науч. тр. СургутНИПИнефть. - Екатеринбург, 2001. – Вып. 3.- С. 3-14.
  21. Лушпеева О.А. Теоретические основы повышения эксплуатационных свойств тампонажных материалов / О.А. Лушпеева, Н.Т. Лосева, В.М. Возмитель // Там же. – С. 279-284.
  22. Лушпеева О.А. Разработка и исследование рецептур буровых растворов для бурения боковых стволов / О.А. Лушпеева, Г.Б. Проводников, Н.Т. Лосева, Л.В.  Корикова // Там же. - С. 285-292.
  23. Лушпеева О.А. Совершенствование биополимерных систем полианионными стабилизаторами буровых растворов / О.А. Лушпеева, А.И. Пеньков, В.Н. Кошелев, Л.П. Вахрушев, Е.В. Беленко // Там же. - С. 293-298.
  24. Лушпеева О.А. Высокоэффективный кислотный реагент СПК-150 для освоения, испытания и ремонта скважин / О.А. Лушпеева, Г.Б. Проводников, В.И.  Безденежных // Разработка, производство и применение химических реагентов для нефтяной и газовой промышленности: Сб. материалов Всерос. науч.-практ. конф, -Москва, 2002. – С.30-32.
  25. Лушпеева О.А. Основные направления научно-исследовательских работ в области строительства скважин / О.А. Лушпеева, К.Н. Харламов, Г.Б. Проводников // Интервал. – 2002. - № 1. - С.70-73.
  26. Лушпеева О.А. Биолуб-LVL – новая высокоэффективная смазочная добавка / О.А. Лушпеева, И.В. Лодина, Н.Т. Лосева, Л.П. Вахрушев // EURASIA Oil&Gas. - № 5. - С.16 – 22.
  27. Лушпеева О.А. Теоретические основы разработки и применения экологически безопасных ингибирующих буровых растворов / О.А. Лушпеева, Л.П. Вахрушев, В.П. Полищученко, Н.Т. Лосева // Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: Тез. докл. 6 науч.-практ. конф. – М., 2006. - С.42 – 43.
  28. Лушпеева О.А. Способы повышения эффективности действия смазочных добавок для буровых растворов / О.А. Лушпеева, Л.П. Вахрушев, В.П. Полищученко, Н.Т. Лосева // Там же. - С.36-37.
  29. Лушпеева О.А. Материалы и реагенты в экологически безопасных композиционных составах жидкостных ванн для ликвидации прихвата / О.А. Лушпеева, И.В. Лодина, Н.Т. Лосева, Г.Б. Проводников // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сб. науч. тр.СургутНИПИнефть. - М.: Изд-во «Нефтяное хозяйство», 2006. – Вып. 7. – С.147 – 152.
  30. Лушпеева О.А. Разработка и испытание высокотемпературного утяжеленного бурового раствора на Ульяновском месторождении / О.А. Лушпеева, Г.Б. Проводников, Н.С. Пупышева, Н.Т. Лосева, Н.В. Попова // Там же. - С.179-185.
  31. Лушпеева О.А. Исследование коагулирующей способности отработанного солевого биополимерного раствора и разработка метода его утилизации / О.А. Лушпеева, Г.Б. Проводников, Н.Т. Лосева, И.В. Лодина // Там же. - С.198-203.
  32. Лушпеева О.А. Определение технологической эффективности реагентов для нефтяной промышленности, производимых ЗАО «Полицелл» / О.А. Лушпеева, Н.В. Попова // Эфиры целлюлозы и крахмала:синтез, свойства, применение: Материалы 11-й Междунар. науч.-техн. конф. - Владимир, 2007. - С.195-198.

г) авторских свидетельствах и патентах на изобретение

  1. А.с. 1680752 СССР, С 09 К 7/02. Буровой раствор / А.А. Сидоров, О.А. Лушпеева, Л.В. Нарушева, Ю.Н. Мойса (СССР). - № 4721050/03; Заявлено 06.05.89; Опубл. 30.09.91, Бюл. № 36.
  2. А.с. 1821489 СССР, С 09 К 7/02. Буровой раствор / А.А. Сидоров, О.А. Лушпеева, С.З. Зарипов, С.Н. Бастриков (СССР). - № 4875653/03; Заявлено 10.07.90; Опубл. 15.06.93, Бюл. № 22.
  3. Пат. 17776269 СССР, С 09 К 7/02. Смазочная добавка для буровых растворов на водной основе / В.Г. Гермашев, Т.Н. Виноградова, Ю.Н. Мойса, О.А. Лушпеева (СССР).- № 4844356/03; Заявлено26.06.90; Опубл. 15.11.92, Бюл. № 42.
  4. Пат. 2156857 РФ, С 2 7  Е 21 В 31/03. Состав ванны для ликвидации прихвата колонны труб / О.А. Лушпеева, Л.В. Корикова (Россия). – № 98116500/03; Заявлено 01.09.1998; Опубл. 27.09.2000, Бюл. № 27.
  5. Пат. 2156859 РФ, С 2 7  Е 21 В 43/22.  Способ заканчивания скважин / А.И. Пеньков, О.А. Лушпеева, В.Н. Кошелев (Россия). - № 98116499/03;  Заявлено 01.09.1998; Опубл. 27.09.2000, Бюл. № 27.
  6. Пат. 2204691 РФ, С 2 7 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный состав / О.А. Лушпеева, Н.Л. Щавелев, Н.Т. Лосева, А.Г. Рябцев (Россия). – № 2001105076/03; Заявлено 21.02.2001; Опубл. .20.05.2003, Бюл..№ 4.
  7. Пат. 2208033 РФ, С 2 7 С09 К 7/02. Буровой раствор без твердой фазы / О.А. Лушпеева, Н.Л. Щавелев, Н.Т. Лосева, Ю.Н. Маслов (Россия). – № 2001105228/03; Заявлено 23.02.2001; Опубл. 10.07.2003, Бюл..№ 19.
  8. Пат. 2272824 РФ, С 2 (51 МПК) С 09 К 8/08. Биокатионный буровой раствор / О.А. Лушпеева, Н.Т. Лосева,, Г.Б. Проводников, Е.В. Беленко (Россия). – № 2004102573/03; Заявлено 28.01.2004; Опубл. 27.03.2006, Бюл.. № 9.
  9. Пат. 2290426 РФ, С 1 С 09 К 8/08.  Буровой раствор без твердой фазы с улучшенными смазочными свойствами / О.А. Лушпеева, Ф.Р. Яхшибеков, В.И. Рассадников, Н.Т. Лосева, Г.Б. Проводников, И.В. Лодина, Л.П. Вахрушев (Россия). – № 2005112372/03; Заявлено 25.04.2005; Опубл. 27.12.2006, Бюл..№ 36.
  10. Пат. 2304604 РФ, С 2 С 09 К 8/035.  Смазочная добавка для буровых растворов БИОЛУБ LVL  / О.А. Лушпеева, Ф.Р. Яхшибеков, В.И. Рассадников, Н.Т. Лосева, Л.П. Вахрушев, В.В. Малов, Л.И. Воеводин (Россия). – № 2005109003/03; Заявлено 30.03.2005; Опубл. 20.08.2007, Бюл..№ 23.

Соискатель О.А. Лушпеева




© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.