CC BY
83
УДК 622.24
https://doi.org/10.24411/0131-4270-2020-10109
ПРАКТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ПРИМЕНЕНИЯ БУРОВЫХ РЕАГЕНТОВ НА ОСНОВЕ ПРИРОДНЫХ ПОЛИМЕРОВ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ БАШКОРТОСТАНА
PRACTICAL ASPECTS OF APPLICATION OF DRILLING REAGENTS BASED ON NATURAL POLYMERS IN THE FIELDS OF BASHKORTOSTAN
Четвертнева И.А.1, Каримов О.Х.2, Тептерева Г.А.3, Акчурин Х.И.4
1 ООО «Сервисный Центр СБМ», 119330, Москва, Россия ORCID: https://orcid.org/0000-0002-6798-0205,
E-mail: chetvertneva@ufa.scsbm.ru
2 МИРЭА - Российский технологический университет, 119454, Москва, Россия,
ORCID: https://orcid.org/ 0000-0002-0383-4268, E-mail: karimov.oleg@gmail.com
3 Уфимский государственный нефтяной технический университет, 450062, г. Уфа, Россия
ORCID: https://orcid.org/0000-0003-2328-6761, E-mail: teptereva.tga@yandex.ru
4 ООО «Азимут», 450061, г. Уфа, Россия E-mail: burazimut@mail.ru
Резюме: Нефтедобыча в современных условиях осложнена рядом негативных факторов, что характерно и для месторождений Башкортостана, находящихся на поздней стадии разработки. В условиях перехода к приоритетности отечественной продукции в статье обоснована актуальность применения полимерных реагентов, имеющих природное происхождение. В этом качестве в статье рассмотрены реагенты на основе природных полисахаридов: крахмала, целлюлозы, камедей, использование которых способно придавать буровым растворам улучшенные фильтрационные, реологические, ингибирующие и псевдопластичные свойства, важные при бурении горизонтальных скважин в неустойчивых заглинизированных коллекторах. Рассмотрен положительный опыт применения полимерглинистых, безглинистых, эмульсионных буровых растворов, полученных на основе полимеров различного класса: акрилатов, полисахаридов, биополимеров, модифицированных крахмалов, карбокси- и полианионной целлюлозы и показано, что для инженерно-технологического сопровождения бурения горизонтальных стволов на месторождениях Башкортостана, перспективным в экономическом, экологическом и техническом аспектах является использование отечественной реагентной базы, основу которой составляют природные ресурсовозобновляемые полисахарид-ные системы.
Ключевые слова: природные полисахариды, акрилаты, биополимеры, крахмалы, целлюлоза.
Для цитирования: Четвертнева И.А., Каримов О.Х., Тептерева Г.А., Акчурин Х.И. Практические аспекты применения буровых реагентов на основе природных полимеров на месторождениях Башкортостана // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2020. № 1. С. 42-47.
D0I:10.24411/0131-4270-2020-10109
Irina A. Chetvertneva1, Oleg KH. Karimov2, Galina A. Teptereva3, Hamzya I. Akchurin4
1 LLC SBM Service Center, 119330, Moscow, Russia ORCID: https://orcid.org/0000-0002-6798-0205, E-mail: chetvertneva@ufa.scsbm.ru
2 MIREA - Russian Technological University, 119454, Moscow, Russia ORCID: https://orcid.org/ 0000-0002-0383-4268,
E-mail: karimov.oleg@gmail.com
3 Ufa State Petroleum Technological University, 450062, Ufa, Russia ORCID: https://orcid.org/0000-0003-2328-6761,
E-mail: teptereva.tga@yandex.ru
4 LLC Azimut, 450061, Ufa, Russia ORCE-mail: burazimut@mail.ru
Abstract: Oil production in modern conditions is complicated by a number of negative factors, which is also typical for the fields of Bashkortostan at the late stage of development. In the conditions of transition to the priority of domestic products, the article justifies the relevance of the use of polymer reagents of natural origin. In this capacity, the article considers reagents based on natural polysaccharides: starch, cellulose, gums, the use of which is able to impart to drilling fluids improved filtration, rheological, inhibitory and pseudoplastic properties, important in drilling horizontal wells in unstable glued collectors. The positive experience of using polymer-clay, non-clay, emulsion drilling fluids prepared on the basis of polymers of various classes: acrylates, polysaccharides, biopolymers, modified starches, carboxy- and polyanionic cellulose was considered, and it was shown that for engineering and technological support of drilling horizontal barrels at the fields of Bashkortostan, the use of a domestic reagent base is promising in economic, ecological and technical aspects.
Keywords: natural polysaccharides, acrylates, biopolymers, starches, cellulose.
For citation: Chetvertneva I.A., Karimov O.KH., Teptereva G.A., Akchurin H.I. PRACTICAL ASPECTS OF APPLICATION OF DRILLING REAGENTS BASED ON NATURAL POLYMERS IN THE FIELDS OF BASHKORTOSTAN Transport and Storage of Oil Products and Hydrocarbons. 2020, no. 1, pp. 42-47.
DOI:10.24411/0131-4270-2020-10109
Нефтяная отрасль является основой социально-экономического развития страны в части обеспечения народно-хозяйственного комплекса углеводородным сырьем и продуктами его переработки. Однако ситуация с нефтедобычей в России изменилась: крупные месторождения большей частью выработаны, а новые структуры представлены в основном месторождениями с низкопроницаемыми коллекторами [1-3]. Во многих случаях извлечение нефти без применения новых технологий становится проблематичным, несмотря на достаточно высокий уровень современной технологии бурения.
Для месторождений Башкортостана, находящихся на поздней стадии разработки, характеризующихся пониженными пластовыми давлениями и низкой проницаемостью коллекторов, полиминеральной агрессией, перспективной является технология заканчивания скважин горизонтальными стволами.
Актуальным в связи с этим является применение специальных реагентов [2, 4], придающие буровым растворам улучшенные фильтрационные, реологические, ингибиру-ющие и псевдопластичные свойства, что обеспечивается в первую очередь использованием природных полимеров - реагентов на полисахаридной основе.
Полисахариды (гликаны) - это молекулы полимерных углеводов, соединенных длинной цепочкой моносахарид-ных остатков, объединенные вместе гликозидной связью; при гидролизе они становятся составной частью моносахаридов или олигосахаридов [5]. Примерами могут служить резервные полисахариды, такие как крахмал и гликоген, и структурные полисахариды - целлюлоза и хитин. Наиболее известны из полисахаридов крахмал, целлюлоза, камедь (рис. 1).
На основе природных полисахаридов отечественной промышленностью производятся полимерные реагенты для бурения нефтегазовых скважин - модифицированные формы крахмала, целлюлозы (табл. 1).
Перспективность применения указанных реагентов в составе полимерных растворов в силу присущих им положительных свойств (псевдопластичных, реологических, фильтрационных и др.), очевидна при бурении горизонтальных стволов в неустойчивых отложениях Бобриковского, Кыновского, Пашийского, Муллинского горизонтов. Это обусловлено тем, что, помимо эффективной очистки бурового раствора от частиц выбуренной породы благодаря флокулирующему действию, полимеры в большинстве своем способствуют продолжительности устойчивого состояния аргиллито-глинистой породы и сохранению первоначальных размеров шлама, поскольку являются замедлителями гидратации за счет образования на стенках скважины и шламе полимерных пленок.
Для бурения горизонтальных скважин в неустойчивых заг-линизированных коллекторах широко применяются поли-мерглинистые, безглинистые, эмульсионные буровые растворы, полученные на основе полимеров различного класса (акриловых, полисахаридов, в том числе биополимеров, крахмалов, карбокси- и полианионной целлюлозы и др.) [6, 7] (табл. 2).
Основу таких буровых растворов составляет высоко-разветвленный биополимер, обеспечивающий псевдопластичные реологические свойства с ламинарным режимом течения, что предотвращает эрозионный размыв стенок
рыхлого заглинизированного коллектора. Благодаря уникальным реологическим свойствам раствора создаются оптимальные условия для поддержания частиц выбуриваемой породы во взвешенном состоянии и выноса шлама из горизонтального участка ствола. Указанное свойство обеспечивает снижение гидравлических сопротивлений и позволяет подводить к долоту значительно большую по сравнению с глинистым раствором гидравлическую мощность. Кроме того, низкая вязкость раствора в призабойной зоне способствует повышению эффективности разрушения разбуриваемых горных пород и, как следствие - улучшению показателей бурения [2, 6]. Поскольку применяемые в указанной системе раствора реагенты полисахаридной
|Рис. 1. Структурные формулы крахмала, целлюлозы, камеди (ксантановой)
крахмал
целлюлоза
камедь ксантовая
н н
н он
Таблица 1
Перечень российских предприятий, производителей реагентов на полисахаридной основе
Компания Месторасположение
ЗАО ■ «Карбокам» г. Краснокамск, Пермский край
ЗАО ■ «Полицелл» г. Владимир
ФКП «Комбинат «Каменский» г. Каменск-Шахтинский, Ростовская область
ООО «Давос-Трейдинг» г. Аксай, Ростовская область
ООО «Завод Карбоцелл» г. Екатеринбург
ООО «Бия-Хим» г. Бийск, Алтайский край
ООО «Целликом» г. Казань, Республика Татарстан
ООО «Химпром» г. Пермь
1
• 2020
43
I
Таблица 2
Технологические и псевдопластичные свойства различных типов буровых растворов
Название раствора Р> г/см3 УВ, с Ф, см3 СНС, дПа 1 мин 10 мин Лил, мПас % дПа рН К п
Безглинистый полимер-солевой 1,18 34 3,0 4,0 8,0 16 11 8,2 4,11 0,57
Облегченный 0,96 98 1,5 45,0 64,0 47 41 8,0 8,23 0,35
Эмульсионный 1,22 53 2,5 12,2 16,4 28 24 8,5 5,56 0,48
I
Таблица 3
Сведения по применению безглинистых полимерсолевых буровых растворов на месторождениях Башкортостана
№ скв. Месторождение Глубина Параметры раствора Интервал открытого Дебит нефти,
скважины, м р, г/см3 УВ, с Ф, см3 ствола, м м3/сут
1966 Андреевское 1597 1,17 27 4 1590-1597 6,1
1204 Таймурзинское 1447 1,16 22 2 1383-1447 7,6
2445 Манчаровское 1497 1,18 35 2 1448-1497 9,8
450 Уршакское 2580 1,17 32 2 2469-2580 12,3
4126 Югомашевское 1604 1,18 22 5 1492-1604 11,3
4890 Югомашевское 1428 1,05 40 3 1192-1428 26,2
природы (биополимер, крахмал) подвержены ферментации и разложению, в состав раствора входит бактерицид, подавляющий жизнедеятельность бактерий и позволяющий сохранять необходимое качество раствора в течение периода бурения горизонтального ствола. Для предотвращения проникновения дисперсионной среды раствора и мелкодисперсного шлама в поровое пространство коллектора за счет формирования тонкой плотной фильтрационной корки служит кольматирующая добавка - карбонат кальция. Благодаря модифицированной поверхности карбоната кальция обеспечивается синергетическое взаимодействие его с компонентами раствора.
Применение полисахаридных реагентов обеспечивает на необходимом уровне фильтрационные, реологические и псевдопластичные свойства буровых растворов при вскрытии продуктивных отложений Фаменского, Турнейского, Башкирского горизонтов на месторождениях Башкортостана, которые предопределяют возможность предотвращения глубокого проникновения фильтрата данных растворов в призабойную зону продуктивного пласта, что влечет повышение дебита скважин. В то же время повышенные значения указанных свойств позволяют улучшить очистку ствола скважины от выбуренной породы и таким образом удерживать его в устойчивом состоянии при горизонтальном расположении траектории скважины. Система безглинистого полимерсолевого бурового раствора применялась в обвалоопасных разрезах и при вскрытии продуктивных пластов с повышенным пластовым давлением на месторождениях Башкортостана (табл. 3).
Система безглинистого полимерсолевого бурового раствора может быть основана на применении полисахаридов - модификаций низковязкой полианионной целлюлозы (ПАЦ-НВ) и нескольких модификаций карбок-симетилцеллюлозы (КМЦ): Камцел-700 (стандартная), Камцел-700 (экстра), выпускаемых заводом «Карбокам» (г. Краснокамск, Пермская обл.). Экспериментальные
исследования эффективности данных реагентов проводились по стандартной методике на исходном глинистом растворе, приготовленном на основе куганакского глинопо-рошка со следующими исходными параметрами: плотность (р) - 1,15 г/см3, условная вязкость (УВ) - 18 с, показатель фильтрации (Ф) - 37 см3, статическое напряжение сдвига (СНС) через 1 и 10 мин соответственно 1,04 и 1,12 Па, пластическая вязкость (лпл) - 6 мПас, динамическое напряжение сдвига (т0) - 8 дПа, показатель консистенции (К) -2,9 Па-с, показатель нелинейности (л) - 0,514, рН = 8,4.
Полисахаридные реагенты вводили в глинистый раствор в сухом виде и после перемешивания в течение 4 ч и суточной выдержки производили замеры параметров. В остатки растворов вводили 0,5% СаС12 для оценки свойств испытываемых реагентов в условиях хлоркальциевой агрессии, имеющей место на месторождениях Башкортостана в интервалах бурения Мячковского и Подольского горизонтов.
Для сравнения аналогичные эксперименты были проведены с КМЦ марки Finnfix-Bol (АО «Новиант-КМЦ», Финляндия). Результаты экспериментов сведены в табл. 4.
Представленные данные показывают, что все исследуемые реагенты позволяют обеспечить низкую величину фильтрации 4,5-5 см3 для пресных буровых растворов. Однако указанная величина фильтрации при использовании модификаций ПАЦ-НВ, К-300 и К-600 достигалась при концентрации их в растворе не менее 0,7%, а для реагентов Камцел-700 - при концентрации 0,5%. В минерализованных растворах, содержащих 0,5% СаС12, как видно из таблицы, эффективность таких реагентов, как ПАЦ-НВ и К-300, резко снижается - показатель фильтрации увеличивается от 15-16 см3 до 22 см3 (у раствора, обработанного 0,7% К-300). У раствора, обработанного 0,7% К-600, показатель фильтрации после ввода 0,5% СаС12 увеличился с 5 до 9 см3.
Таким образом, наиболее высокой стабильностью к солевой агрессии обладают растворы, обработанные
КМЦ марок Камцел-700, у которых показатель фильтрации изменяется с 4,5 см3 (у пресных растворов) до 7 см3 для раствора с Камцел-700 (экстра) и 7,5 см3 для раствора с Камцел-700 (стандартная). У раствора, содержащего 0,5% КМЦ марки Finnfix-Bol, после добавления 0,5% CaCl2 показатель фильтрации увеличился с 5 до 9 см3, что свидетельствует о большей уязвимости раствора с Finnfix-Bol от действия полиминеральной агрессии по сравнению с растворами, стабилизированными Камцел-700.
На основании проведенных экспериментов можно сказать, что КМЦ модификаций Камцел-700 (стандартная) и Камцел-700 (экстра) (Россия) по степени снижения показателя фильтрации как пресных, так и минерализованных растворов, не только не уступает, а даже превосходит импортный реагент КМЦ марки Finnfix-Bol (Финляндия).
Подобные экспериментальные исследования были проведены и с реагентом Antisol FL 30000, производимым фирмой Bayer (Германия). Реагент является разновидностью высоковязкой полианионной целлюлозы и предназначен для обработки буровых растворов в качестве стабилизатора.
Реагент Antisol FL 30000 вводили в исходный глинистый раствор в сухом виде и после интенсивного (600 об/мин) перемешивания в течение 2 ч. замеряли стандартные технологические параметры раствора. Затем в остаток
раствора вводили 0,5% CaCl2 для оценки свойств исследуемого реагента в условиях полиминеральной агрессии, имеющей место при бурении скважин на месторождениях Башкортостана.
Для сравнения: аналогичные эксперименты были проведены с КМЦ марки Finnfix-Bol (Финляндия) и образцами полианионной целлюлозы: Celpol RX фирмы Metsa Specialty (Финляндия) и Staflo Regular фирмы Akzo Nobel (Голландия). Результаты экспериментов сведены в табл. 5.
Полученные данные позволяют сделать следующие обобщения: приемлемый уровень стабилизации глинистого раствора, которому соответствует показатель фильтрации < 5 см3, достигается при добавке 0,2% реагента Antisol FL 30000. Однако в присутствии полиминеральной агрессии (раствор № 4, добавка хлористого кальция придает раствору № 4 минеральную агрессию) этот раствор теряет стабильность: показатель фильтрации увеличивается до 18 см3. У раствора, содержащего 0,5% КМЦ марки Finnfix-Bol (раствор № 6), после добавки 0,5% CaCl2 показатель фильтрации увеличивается незначительно - с 5 до 7 см3, что также свидетельствует о недостаточно высокой стабильности КМЦ Finnfix-Bol в присутствии полиминеральной агрессии. Растворы, содержащие по 0,2% высоковязкой полианионной целлюлозы Celpol RX и Staflo Regular в присутствии
Таблица 4
Сравнительные результаты исследований различных ПАЦ-НВ по влиянию на глинистый раствор и по устойчивости к воздействию CaCl2
№ Название раствора Р, УВ, с Ф, см3 СНС, дПа h, мПас t0, дПа рН
раствора г/см3 1 мин 10 мин
1 Исх. глинистый раствор 1,15 18 37,0 1,04 1,12 6 8 8,46
2 № 1 + 0,7 % ПАЦ-НВ (№ 588П) 1,15 26 5,0 0,08 0,12 21 5 8,12
3 № 2 + 0,5 % CaCl2 1,15 23 16,0 0,0 1,78 17 8 7,96
4 № 1 + 0,7 % ПАЦ-НВ (585П) 1,15 25 4,0 0,04 0,04 18 4 8,10
5 № 4 + 0,5 % CaCl2 1,15 22 15,0 0,04 2,40 14 10 7,90
6 № 1 + 0,7 % К-300 (№ 586П) 1,15 26 5,0 0,04 0,04 27 3 8,32
7 № 6 + 0,5 % CaCl2 1,15 24 22,0 0,12 5,60 16 11 8,08
I
Таблица 5
Результаты исследований различных ПАЦ и КМЦ по влиянию на глинистый раствор и устойчивости к воздействию CaCl2
№ раствора Рецептура Добавка CaCl2, % Р, г/см3 УВ, с Ф, см3 Параметры раствора СНС, дПа I h, мПас 1 мин 10 мин t, дПа рН
1 Исходный раствор - 1,15 17 31 1,50 2,70 4 4 8,00
2 № 1 + 0,2% Antisol FL 30 000 - 1,15 62 5 75,77 121,2 18 25 8,05
3 № 1 + 0,5% Antisol FL 30 000 - 1,15 НТ 4 257,64 369,7 38 83 8,25
4 № 2 + CaCl2 0,5 1,15 32 18 27,28 57,59 17 8 7,50
5 № 1 + 0,5 % КМЦ (Finnfix-Bol) - 1,15 50 5 0,3 0,6 26 19 8,80
6 № 5 + CaCl2 0,5 1,15 45 7 1,5 3,0 21 15 8,20
7 № 1 + 0,2% Staflo Regular - 1,15 89 5 110,23 130,24 30 16 8,60
8 № 7 + CaCl2 0,5 1,15 40 9 66,68 78,81 24 13 8,10
9 № 1 + 0,2% Celpol RX - 1,15 98 5 90,93 106,08 29 18 8,50
10 № 9 + CaCl2 0,5 1,15 58 9 84,86 90,93 26 14 8,20
2020
45
I Таблица 6
Перечень скважин, пробуренных различными системами буровых растворов с применением ПАЦ Камцелл-700
Буровой раствор Номер скважины Месторождение Интервал бурения, м
Тип коллектора Параметры раствора
р, г/см3 | Ф, см3
Глинистый 4726 Югомашевское 1289-1304 Известняк 1,15 8,0
Полимерсолевой 5258 Югомашевское 1158-1190 Известняк 1,16 5,5
Полимерсолевой 4396 Югомашевское 1104-1353 Известняк 1,17 5,5
Глинистый 4927 Югомашевское 1095-1129 Известняк 1,27 7,0
Полисахаридный 4898 Югомашевское 1097-1352 Известняк 1,03 5,5
Глинистый 2925 Арланское 1455-1545 Известняк 1,36 8,0
Полисахаридный 259 Ардатовское 1421-1430 Известняк 1,08 5,0
Глинистый 1367 Искринское 1791-1833 Известняк 1,14 7,0
Полисахаридный 1364 Искринское 1686-1723 Известняк 1,02 4,0
0,5% CaCl2, увеличивают показатель фильтрации с 5 до 9 см3, что также не является преимуществом указанных реагентов по сравнению с реагентом Antisol FL 30000.
Таким образом, высоковязкая полианионная целлюлоза Antisol FL 30000, производимая фирмой Bayer (Германия), а также КМЦ марки Finnfix-Bol (Финляндия) и Celpol RX и Staflo Regular (Финляндия) являются реагентами, неустойчивыми к воздействию хлористого кальция и вследствие этого не могут применяться для обработки буровых растворов на месторождениях Башкортостана в условиях полиминеральной агрессии.
Напротив, природный полимер - полианионная целлюлоза Камцелл-700 (Россия) является эффективным реагентом стабилизатором, устойчивым к полиминеральной агрессии и применялся в составе различных систем буровых растворов в интервалах бурения Верхнего карбона, Мячковского горизонта на месторождениях Башкорстостана (табл. 6).
Промысловые данные показали перспективность применения полисахаридных реагентов в составе буровых растворов при бурении скважин, в том числе горизонтальными и боковыми стволами, и при вскрытии продуктивных пластов на месторождениях Башкортостана. Как показал опыт бурения скважин, в течение всего периода применения полимерных буровых растворов в скважинах не отмечались какие-либо осложнения: отсутствовали затяжки или посадки бурильного инструмента, не наблюдались ни прихваты, ни потери раствора вследствие поглощения [7].
Таким образом, для инженерно-технологического сопровождения буровых растворов при бурении горизонтальных стволов на месторождениях Башкортостана перспективным в экономическом, экологическом и техническом аспектах является использование отечественной реагентной базы, основу которой составляют природные ресурсовозобнов-ляемые полисахаридные системы [8].
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Четвертнева И.А., Тептерева Г.А., Шавшукова С.Ю., Конесев В.Г. Появление, развитие и совершенствование различных типов буровых растворов в мировой и отечественной практике // История и педагогика естествознания, 2019. № 2. С. 25-29.
2. Андресон Б.А., Шарипов А.У., Минхайров К.Л., Полимерные буровые растворы за рубежом. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. 49 с.
3. Дедусенко Г.Я., Иванников В.И., Липкес М.И. Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы. М.: Недра, 1985. 160 с.
4. Четвертнева И.А., Тептерева Г.А., Шавшукова С.Ю. Создание и развитие практики химической обработки буровых промывочных жидкостей для повышения эффективности нефтедобычи // НефтеГазоХимия, 2019. № 1. С. 25-27.
5. Четвертнева И.А., Каримов О.Х., Колчина Г.И., Тептерева Г.А., Мовсумзаде Э.М. Изучение структурны особенностей и термодинамических параметров целлюлозы и производных // Промышленное производство и использование эластомеров, 2019. № 4. С. 14-18.
6. Четвертнева И.А., Е.В. Беленко, Гайсин И.Ф. Особенности бурения глинисто-аргиллитовых пород Волго-Уральского региона // Нефть. Газ. Новации, 2019. № 6. С. 32-35.
7. Четвертнева И.А., Тептерева Г.А., Беленко Е.В., Гайсин И.Ф., Шавшукова С.Ю. Оценка эффективности применения эмульсионного бурового раствора при разбуривании глинисто-аргиллитовых пород Волго-Уральского региона // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 2019. № 1. С. 34 -37.
8. Четвертнева И.А., Каримов О.Х., Тептерева Г.А., Исмаков Р.А. Продукты переработки древесины как альтернатива углеводородам нефти // НефтеГазоХимия, 2019. № 3-4 С. 35-40.
REFERENCES
1. Chetvertneva I.A., Teptereva G.A., Shavshukova S.YU., Konesev V.G. The appearance, development and improvement of various types of drilling fluids in world and domestic practice. Istoriya ipedagogika yestestvoznaniya, 2019, no. 2, pp. 25-29 (In Russian).
2. Andreson B.A., Sharipov A.U., Minkhayrov K.L. Polimemyye burovyye rastvory za rubezhom [Polymer drilling fluids abroad]. Moscow, VNIIOENG Publ., 1980. 49 p.
3. Dedusenko G.YA., Ivannikov V.I., Lipkes M.I. Burovyye rastvory s malym soderzhaniyem tverdoy fazy [Low solids drilling fluids]. Moscow, Nedra Publ., 1985. 160 p.
4. Chetvertneva I.A., Teptereva G.A., Shavshukova S.YU. Creation and development of the practice of chemical treatment of drilling fluids to increase the efficiency of oil production. NefteGazoKhimiya, 2019, no. 1, pp. 25-27 (In Russian).
5. Chetvertneva I.A., Karimov O.KH., Kolchina G.I., Teptereva G.A., Movsumzade E.M. Studying the structural features and thermodynamic parameters of cellulose and derivatives. Promyshlennoye proizvodstvo i ispol'zovaniye elastomerov, 2019, no. 4, pp. 14-18 (In Russian).
6. Chetvertneva I.A., YE.V. Belenko, Gaysin I.F. Features of drilling clay-argillite rocks of the Volga-Ural region. Neft'. Gaz. Novatsii, 2019, no. 6, pp. 32-35 (In Russian).
7. Chetvertneva I.A., Teptereva G.A., Belenko YE.V., Gaysin I.F., Shavshukova S.YU. Evaluation of the effectiveness of the use of emulsion drilling fluid when drilling clay-argillite rocks of the Volga-Ural region. Transport ikhraneniye neft-eproduktov i uglevodorodnogo syr'ya, 2019, no. 1, pp. 34 -37 (In Russian).
8. Chetvertneva I.A., Karimov O.KH., Teptereva G.A., Ismakov R.A. Wood processing products as an alternative to oil hydrocarbons. NefteGazoKhimiya, 2019, no. 3-4, pp. 35-40 (In Russian).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Четвертнева Ирина Амировна, к.т.н. руководитель, ООО «Сервисный Центр СБМ» Волго-Уральского региона. Каримов Олег Хасанович, к.т.н., доцент, МИРЭА - Российский технологический университет.
Тептерева Галина Алексеевна, к.х.н., доцент кафедры общей,
аналитической и прикладной химии, Уфимский государственный
нефтяной технический университет.
Акчурин Хамзя Исхакович, д.т.н., генеральный директор, АО
«Азимут».
Irina A. Chetvertneva, Cand. Sci. (Tech.), Head of the Volga-Ural region of LLC SBM Service Center.
Oleg KH. Karimov, Cand. Sci. (Eng.), Assoc. Prof., MIREA - Russian Technological University.
Galina A. Teptereva, Cand. Sci. (Chem.), Assoc. Prof. Ufa State Petroleum Technological University.
Hamzya I. Akchurin, Dr. Sci. (Tech.), General Director, LLC Azimut.
