CC BY
13
УДК 622.24 https://doi.org/10.24412/2071-8268-2022-1-27-34
применение метода планированного эксперимента для обоснования рецептуры модифицированного
бурового раствора
ЛОГИНОВА М.Е., КОНЕСЕВ Г.В., ТЕПТЕРЕВА Г.А., БАУЛИН О.А. Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа, Россия
E-mail: teptereva.tga@yandex.ru МОВСУМЗАДЕ Э.М. Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа, Россия Российский государственный университет им. А.Н. Косыгина (Технологии. Дизайн. Искусство), Москва, Россия БАБУШКИН Э.В.
Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, Россия Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть», г. Когалым, Россия
БУЯНОВА М.Г.
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть», г. Когалым, Россия В статье рассмотрено применение метода планированного эксперимента для обоснования рецептуры ингибирующего безглинистого модифицированного бурового раствора, включающего комплексный полимерсиликатный реагент PolysilPotassium и карболигносульфонат пековый (КЛСП). Разработанный буровой раствор на водной основе предназначен для бурения горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых глинистых пород на месторождениях севера Западной Сибири. Методом планированного эксперимента получены уравнения основных показателей (факторов) исследуемого бурового раствора. По полученным зависимостям подобранны концентрации вышеуказанных реагентов, с учетом заданных параметров (ПФ — до 6 см3/30 мин; ПВ — от 10 до 30 сПз; ДНС — от 80 до 150 дПа). Выполненный регрессионный анализ определил, что для поддержания необходимых технологических параметров при бурении в диапазоне температур от 25 до 160С, оптимальным является содержание PolysilPotassium 2,5%, КЛСП не более 3%. Оптимизированный состав бурового раствора обладает низкими диспергирующими свойствами и удовлетворительными фильтрационными и реологическими характеристиками.
Ключевые слова: оптимизация состава, уравнение регрессии, ингибирующий модифицированный буровой раствор, реагент комплексного действия.
Для цитирования: Логинова М.Е., Конесев Г.В., Тептерева ГА., Баулин ОА., Мовсумзаде Э.М., Бабушкин Э.В., Буянова М.Г. Применение метода планированного эксперимента для обоснования рецептуры модифицированного бурового раствора // Промышленное производство и использование эластомеров. 2021. № 4. С. 27-34. DOI: 10.24412/2071-8268-2021-4-27-34.
application of the planned experiment method to substantiate the formulation of modified drilling mud
Loginova Marianna E., Konesev Gennadiy V., Tepterevа Galina A., Baulin Oleg A.
Ufa State Petroleum Technological University, Ufa, Russia E-mail: teptereva.tga@yandex.ru Movsumzade Eldar M.
Ufa State Petroleum Technological University, Ufa, Russia Kosygin Russian State University (Technology. Design. Art), Moscow, Russia
Babushkin Edward V.
Tyumen Industrial University, 625000, Tyumen, Russia Branch of LUKOIL-Engineering KogalymNIPIneft, 628483, Kogalym, Russia
Buyanova Marina G. Branch of LUKOIL-Engineering KogalymNIPIneft, 628483, Kogalym, Russia Abstract. The article considers the application of the method of a planned experiment to justify the formulation of an inhibiting clay-free modified drilling fluid, including a complex reagent PolysilPotassium and carbon lignin sulphonate pitch (CLSP). The developed water-based drilling fluid is intended for
drilling horizontal wells in the intervals of unstable clay rocks in the fields of the north of Western Siberia. By the method of a planned experiment, the equations of the main indicators (factors) of the studied drilling fluid were obtained. Based on the dependences obtained, the concentrations of the above reagents were selected, taking into account the specified parameters (PF = (up to 6) cm3/30 min, PV = (10-30) cP, DNS = (80-150) dPa). The performed regression analysis determined that in order to maintain the required technological parameters during drilling in the temperature range from 25 to 160C, the optimal content is PolysilPotassium 2.5%, CLSP no more than 3%. The optimized composition of the drilling fluid has low dispersing properties and satisfactory filtration and rheological characteristics.
Key words: composition optimization, regression equation, inhibitory modified drilling fluid, complex action reagent.
For citation: Loginova M.E., Konesev G.V., Teptereva G.A., Baulin O.A., Movsumzade E.M., Babush-kin E.V., Buyanova M.G. Application of the planned experiment method to substantiate the formulation of modified drilling mud. Prom. Proizvod.Ispol'z.Elastomerov, 2021, no. 4, pp. 27-34. DOI: 10.24412/20718268-2021-4-27-34. (In Russ.).
Актуальность выполненных исследований обусловлена необходимостью качественного подбора состава и свойств буровых промывочных жидкостей, во многом определяющих успех строительства скважин с горизонтальным окончанием в разрезах, представленных терригенными породами с преобладанием глин различной степени литификации. Продуктивные пласты так же терригенные, с глинистым цементом, содержат минералы: каолинит (до 50-60%), хлорит (до 30-45%), гидрослюды (до 10-25%) и смеша-нослойные соединения (до 10%) [1]. Данные минералы вследствие изоморфизма обладают разной степенью внутрикристаллического набухания [2, 3]. По результатам лабораторных [4, 5] и промысловых [6, 7] исследований хорошую перспективу к широкому применению в Западной Сибири показал состав бурового раствора на основе полимерсиликатного реагента комплексного действия PolysilPotassium и карболигно-сульфоната пекового (КЛСП) [8]. Применение PolysilPotassium придает недиспергирующие и ингибирующие свойства буровому раствору по отношению к глиносодержащим породам. КЛСП обеспечивает стабильность в условиях повышенных температур и минерализации, высокую адсорбционную активность на границе раздела фаз.
В качестве метода для построения модели раствора был выбран планированный эксперимент — это процедура выбора числа и условий проведения опытов, необходимых и достаточных для решения поставленной задачи с требуемой точностью. Выполнены лабораторные исследования с применением метода планирования эксперимента, как средства построения математических моделей и регрессионного анализа, который позволяет оценить влияние различных факторов на исследуемые параметры и оптимизировать соотношение ингредиентов в исследуемой дисперсной системе.
Выбранный метод позволяет осуществлять:
• стремление к минимизации общего числа опытов;
• одновременное варьирование всеми переменными, определяющими процесс, по специальным правилам — алгоритмам;
• использование математического аппарата, формализующего многие действия экспериментатора;
• выбор четкой стратегии, позволяющей принимать обоснованные решения после каждой серии экспериментов [9-12].
При проведении анализа исследовалось влияние PolysilPotassium, КЛСП и объемной температуры на свойства бурового раствора (трех-факторный эксперимент). Методикой проведения полнофакторного эксперимента (по Боксу-Уилсону) предусматривался план типа 2к (где К = 3, число факторов). Исходные данные представлены в табл. 1, где за Х1 берется концентрация PolysilPotassium, за Х2 — концентрация КЛСП, Х3 — забойная температура пласта.
При проведении экспериментов получают значения исследуемой величины Y для каждого опыта (или серии опытов). Затем переходят к построению математической модели.
Под моделью понимается вид функции Y = ДХр Х2, Х3 ...Хк), которая связывает изучаемый параметр со значениями факторов, лежащих в интервале между верхним и нижним уровнями. Эту функцию называют уравнением регрессии. По накопленному разными исследователями опыту работы с различными моделями можно считать, что самыми простыми моделями являются алгебраические полиномы.
В нашем случае, для 3-х факторов математическая модель будет иметь вид:
Y = Ь0Х0 + Ь1Х1 + Ь2Х2 + Ь3Х3 + Ь12Х1Х2 + Ь13Х1Х3 + + Ь23Х2Х3 + Ь122Х1Х2Х3. (1)
Таблица 1
Уровни и величины вариаций факторов
Уровни варьируемых факторов Кодовое обозначение PolysilPotassium, % КЛСП,% Т, °С
Xi *3
Основной уровень, Х10 0 2,875 2,75 92,5
Интервал варьирования,I AXi 2,125 2,25 67,5
Верхний уровень, Х1н + 1 5 5 160
Нижний уровень, Х1в -1 0,75 0,5 25
Для обработки результатов проведенных экспериментов и дальнейшего определения коэффициентов уравнения регрессии факторы приводят к одному масштабу. Таким образом, переходят от размерных величин к безразмерным.
Для факторов с непрерывной областью определения преобразование (иногда называется — кодирование) производят согласно выражению:
х = (Х; - (2)
где х^ — преобразованное значение ^го фактора; Х^ и Х^0 — текущее значение и основной уро-
вень (см. табл. 1) ^го фактора в натурном выражении; 11 — интервал варьирования ^го фактора в натурном выражении; ] — номер фактора, ] = 1, 2,..., к.
Методикой исследования было предусмотрено проведение экспериментов на основании матрицы планирования типа 23.
Был исследован буровой раствор по следующим параметрам: плотность, фильтрация, пластическая вязкость ПВ, динамическое напряжение сдвига ДНС, остаток на сите по массе керна. Количество повторных опытов — не менее трех.
Таблица2
Матрица планирования с учетом взаимодействия факторов
№ xi Х2 Х3 Х1Х2 Х1Х3 Х3Х2 Х1Х2Х3 Y1 Y2 Y3 Yc ред
1 1 1 1 1 1 1 1 4 4,2 3,8 4
2 1 1 1 4 4,1 3,9 4
3 1 1 1 10,1 10 10,2 10,1
4 1 1 1 12,5 11,5 12 12
5 1 1 1 4 3,8 4,3 4
6 1 1 1 4,2 4,1 4,1 4,13
7 1 1 1 6,6 6,8 6,7 6,7
8 1 1 1 10 11 9 10
Таблица 3
Состав и свойства растворов с различными концентрациями влияющих реагентов и температурного воздействия
Номер состава Состав раствора р, г/см3 ПФ ПФ0,7МПа, см3/30мин ПВ, сПз ДНС, дПа Остаток на сите ср, Мк %
1 БР: вода + 5% KCl + 0,1% ПАЦ-Н + 0,1% ПАЦ-В + 0,1% биополимер + 2% МК-50 1,04 14,0 8,0 24,2 30
2 БР по п.1 + 0,75% PolysilPotassium + 0,5% КЛСП (25°С) 1,05 10.1 8,12 38,4 47,4
3 БР + 0,75% PolysilPotassium + 0,5% КЛСП (160°С) 1,05 12 5,33 28,8 38,6
4 БР + 5% Polysil Potassium + 5% КЛСП (25°С) 1,03 4,0 42, 268,8 97
5 БР + 5% PolysilPotassium + 5% КЛСП (160°С) 1,03 4,0 39,33 264,12 96,2
6 БР + 5% PolysilPotassium + 0,5% КЛСП (25°С) 1,05 6,7 20 139,21 97
7 БР + 5% PolysilPotassium + 0,5% КЛСП (160°С) 1,05 10,1 35 192 51
8 БР + 0,75% Polysil Potassium + 5% КЛСП (25°С) 1,01 4,2 24 153,6 48,2
9 БР + 0,75% Polysil Potassium + 5% КЛСП (160°С) 1,05 4,0 37 168,0 49,1
Температурные условия были реализованы вальцовой роликовой печью OFITE с четырьмя ячейками старения, время выдержки в печи 6 ч, варьирование температуры от 25 до 160С.
В табл. 2 представлен пример матрицы планирования показателя фильтрации для растворов при различных концентрациях исследуемых реагентов.
Обработку результатов тестов проводили по критериям:
• проверка однородности дисперсий полученных параллельных измерений;
• расчет коэффициентов уравнений регрессии, их ошибки и значимость;
• проверка адекватности выбранной модели;
• проведение анализа уравнения регрессии, уточнение концентраций компонентов при различных температурах.
Аналогично были составлены матрицы планирования других показателей: ПВ (сПз), ДНС (дПа), остаток на сите Мк (%). Посредством статистической обработки составлены уравнения регрессии выходных параметров. В табл. 3 представлены средние значения варьируемых факторов.
В результате были получены следующие уравнения регрессии для показателей:
• фильтрации при 0,7 МПа:
ПФ07 МПа = 6,9 - 0,66х1 - 2,86х2 + 0,65х3 +
+ 0,63х1х3 - 0,69х2х3; (3)
• недиспергирующих свойств по эрозии глинистого кернового материала ситовым методом
(Мк):
Мк = 65,6 + 19,5х1 + 7,27х2 - 6,69х3 + 4,24х1х2 -- 4,79х1х3 - 6,9х3х2 + 4,47х1х2х3; (4)
• пластической вязкости (ПВ):
ПВ = 26,36 + 7,76х1 + 9,03х2 + 2,81х3 - 2,8х1х2 -- 4,07х1х2х3; (5)
• динамического напряжения сдвига (ДНС):
ДНС = 176,85 + 50,13х1 + 66,13х2 - 13,26х3 -- 26,24х1х2 + 14,35х1х3 - 13,13х3х2 +
+ 9,73х1х2х3. (6)
В полученных уравнениях все коэффициенты статистически значимы, выбранные модели являются адекватными (по критерию Фишера).
Анализ результатов предполагает интерпретацию полученной модели. Интерпретацию модели можно производить тогда, когда она записана в кодированных переменных. Только в этом случае на коэффициенты не влияет масштаб факторов, и можно по величине коэффициентов судить о степени влияния того или иного фактора на выходной параметр.
Коэффициенты при независимых переменных указывают на силу влияния факторов. Чем больше абсолютное значение коэффициента, тем сильнее влияние на выходной параметр. Знак указывает на направление влияния. Знак плюс означает, что с увеличением значения фактора выходной параметр также увеличивается и наоборот.
Проведем интерпретацию полученной модели (3):
ПФ0,7 = 6,9 - 0,66х1 - 2,86х2 + 0,65х3 + , + 0,63х1х3 - 0,69х2х3; (7)
По уравнению видно, что наиболее сильное влияние на ПФ оказывает фактор х2 — величина концентрации КЛСП, так как он имеет наибольший по абсолютной величине коэффициент.
Далее по силе влияния на отклик (показателя фильтрации) идут: двойное взаимодействие факторов х2х3 (температуры и концентрации КЛСП); фактор х1 — концентрация реагента PolysilPotassium; фактор х3 температуры, парное взаимодействие х1х3 — совместное действие факторов температуры и концентрации PolysilPotassium. Так как коэффициенты при х1 и х2 отрицательны, то с увеличением этих факторов уменьшается отклик, т.е. уменьшается величина показателя фильтрации при добавлении в раствор реагентов КЛСП и PolysilPotassium. Коэффициент при х3 положителен, это означает, что с увеличением температуры значение ПФ будет возрастать, а с уменьшением — убывать.
Согласно уравнению (4), наиболее сильное влияние на диспергирующие свойства по эрозии шламового керна оказывает фактор х1 — концентрация комплексного реагента PolysilPotassium, вследствие максимального коэффициента 19,5. Практически в равной степени после него идут температурное влияние, концентрация КЛСП, а также их взаимное влияние (х2х3). Согласно полученному уравнению регрессии, увеличение концентраций PolysilPotassium и КЛСП приводит к увеличению остатка на сите Мк, что свидетельствует о лучших ингибирующих свойствах бурового раствора. Температурный фактор отрицателен х3 и свидетельствует о том, что с увеличением забойной температуры, показатель Мк будет убывать.
Что касается пластической вязкости (ПВ), согласно уравнению (5) все три фактора положительны, что означает с увеличением концентраций анализируемых реагентов и температуры, показатель ПВ увеличивается. Взаимное влияние концентраций анализируемых реагентов и, в совокупности, трех факторов приводит к уменьшению ПВ.
НЕФТЕХИМИЯ
* * *
ч. ч, \ ♦ *
Ч * Ч 3 ч 4 >
N V» ч 4 ♦
1 2 V V *
\ ч ч ♦ «
\ \ \1
* * * к
* *
3 4 * *
" Ч. Ч Ч г * *
1 2 Ч V * ч ♦
\ \ , N * *
ч ^—
Хк %
1 - ДНС = 80 2 - ДНС = 100 3 - ДНС = 120 4 - ДНС = 150
X,, %
1 - ДНС = 80 2 - ДНС = 100 3 - ДНС = 120 4 - ДНС = 150
%
» * * л
ч 4 *
ч ^ * % ч 3 ч + 4
ч Л ч \ * Ч \ ♦
1 2 ч 'ч *
ч ф \ > ч * «
ч \ —^—
1
X, %
1 - ДНС = 80 2 - ДНС = 100 3 - ДНС = 120 4 - ДНС = 150
%
У 4
/ 3 * . * * ж. •
* * *
I * * 2 у ►
+ / 1 ^ *
# / У у ¥ *
/ / /
щ * г / /
* / * *
* I /
40 60 80 100 120 140 160
Х3, °С
1 - при М = 55% 3 - при М = 65%
2 - при М = 60% 4 - при М = 70%
%, х*
1
* *
2 * ' - .
■ 4«. _ . 1 ж л
# щ « 3 '4- ' • 1 , -
Ч «ч ■ к
4
0
50
100
150
Х3, °с
1 - при 1,5% Ро1'^у1 2 - при 2% Ро^у1 3 - при 2,5% РоИву1 4 - при 3% РоИву1
г
N°
%
/
/ +
/ 3 * *
4 + »
| * + /
* 2 2 /
* 4
/ 1
щ л / / г
* / г /
20 40 60 80 100 120 140 160
X3, °с
1 - при М = 65% 2 - при М = 75% 3 - при М = 85% 4 - при М = 95%
д
Влияние различных характеристик исследуемых реагентов на параметры модифицированного бурового раствора: а) концентраций на ДНС при Т = 100°С; б) концентраций на ДНС при Т = 80°С; в) концентраций на ДНС при Т = 75°С; г) концентраций КЛСП при ПВ = 25сПз; д) температуры на выбор концентрации КЛСП при 2% PolysilPotassium; е) температуры на выбор концентрации КЛСП при 3,5% PolysilPotassium
5
5
4
4
3
3
2
2
0
0
4
5
4
3
3
2
2
0
0
5
е
Увеличение концентраций анализируемых реагентов практически в разной степени (на 24%) влияет на выносную способность шлама, характеризующий показатель ДНС. В случае увеличения температурного фактора x3 уменьшается отклик, соответственно, технологический показатель бурового раствора ДНС, будет уменьшаться.
Переходя от кодированных переменных к действительным, соответствующие значения переменных подставляются в формулы (3-7):
x1 = (X1 - 2,875)/2,125, (8)
x2 = (X2 - 2,75)/2,25, (9)
x3 = (X2 - 92,5)/67,5, (10)
где X1 — концентрация PolysilPotassium, кг/м3; X2 — концентрация КЛСП, кг/м3; X3 — температура, °С уже в действительных переменных.
Таблица 4
Изменения параметров исследуемого раствора при 75
После упрощения выражение, характеризующее фильтрацию при давлении 0,7МПа, примет вид:
ПФ07 МПа = 10,15 - 0,62Х: - 1,23Х2 + 0,022Х3 + + 0,13Х1Х2 - 0,0045Х2Х3. (11)
Подобно уравнению для фильтрации были выведены уравнения для массы керна, ДНС, пластической вязкости и показателя фильтрации:
Мк = 50,5 + 3,9Х: - 1,5Х2 - 0,014Х3 + 0,2Х1Х2 + + 0,003Х1Х3 + 0,004Х3Х2 - 0,0012Х1Х2Х3. (12) ДНС = -14,54 + 37,09Х31 + 61,18Х2 + 0,016Х3 -- 8,27Х:Х2 + 0,0173Х1Х3 - 0,17Х2Х3 +
+ 0,03Х1Х2Х3. (13)
ПВ = 5,56 + 2,05Х: + 2,34Х2 - 0,058Х3 + + 0,58Х1Х2 - 0,013Х1Х2Х3 - 0,17Х2Х3 +
+ 0,03Х1Х2Х3; (14)
Концентрация PolysilPotassium, % Концентрация КЛСП, %
0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0
Изменение остатка на сите М к
0,5 44,6 45,5 46,3 47,2 48,0 48,9 49,7 50,6
1,0 49,4 50,3 51,2 52,1 53,0 54,0 54,8 55,7
1,5 54,1 55,0 57,0 56,9 58,0 59,0 60,0 60,8
2,0 58,8 59,8 60,8 61,8 62,9 63,9 65,0 66,0
2,5 63,5 64,5 65,6 66,7 68,0 69,0 70,0 71,0
3,0 68,2 69,3 70,5 71,6 72,8 73,9 75,1 76,3
Изменение ПФ
0,5 10,7 9,9 9,2 8,5 7,7 7,0 6,2 5,4
1,0 10,46 9,7 9,0 8,3 7,5 6,8 6,14 5,42
1,5 10,2 9,5 8,8 8,1 7,43 6,7 6,0 5,3
2,0 9,9 9,24 8,6 7,9 7,3 6,6 6,0 5,3
2,5 9,6 9,0 8,4 7,7 7,1 6,5 5,8 5,2
3,0 9,3 8,75 8,16 7,5 6,8 6,28 5,74 5,1
Таблица 5
Изменения параметров исследуемого раствора при 100°С
Концентрация PolysilPotassium, % Концентрация КЛСП, %
0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0
Изменение остатка на сите Мк
0,5 38,7 40,2 41,6 43,0 44,5 46,0 47,4 48,8
1,0 43,4 44,8 46,4 47,8 49,2 50,8 52,4 53,8
1,5 48,0 49,5 51,2 52,7 54,2 55,8 57,3 58,8
2,0 52,7 54,3 55,9 57,5 59,0 60,7 62,3 63,8
2,5 57,4 59,0 60,6 62,3 63,9 65,6 67,2 68,8
3,0 62,0 63,7 65,4 67,1 68,8 70,5 72,0 73,8
Изменение ПФ
0,5 11,2 10,4 9,96 8,81 8,0 7,2 6,4 5,57
1,0 10,9 10,1 9,4 8,6 7,8 7,0 6,3 5,52
1,5 10,7 9,9 9,2 8,4 7,7 6,9 6,2 5,4
2,0 10,4 9,7 8,9 8,2 7,5 6,84 6,13 5,4
2,5 10,0 9,4 8,7 8,0 7,4 6,7 6,0 5,37
3,0 9,8 9,2 8,5 7,9 7,2 6,6 5,9 5,3
С целью оценки влияния комбинации Polysil-Potassium и КЛСП на параметры бурового раствора представлены графические зависимости (рисунок) при условиях: выходной параметр Ф0 7МПа = 6,0 см3/30 мин, концентрация комплексного реагента PolysilPotassium от 1 до 5%, реагента стабилизатора КЛСП от 1 до 5%, интервал рассматриваемых температурных условий от 25 до 160С.
В табл. 4 и 5 представлены изменения параметров исследуемого модифицированного бурового раствора при различных температурах, которые характерны при строительстве транспортной части скважин горизонтальной конструкции на месторождениях Западной Сибири, имеющие в разрезе неустойчивые терригенные отложения, склонные к осыпям и обвалам.
Исходя из полученных зависимостей, было установлено оптимальное сочетание основных компонентов ингибирующего бурового раствора, включающего комплексный полимерсили-катный реагент PolysilPotassium в концентрации (1-2,5) %, КЛСП — (1,0-3,0) % для условий месторождений севера Западной Сибири. Данное соотношение установлено с учетом влияния реагента КЛСП на плотность бурового раствора.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ / REFERENCES
1. XVIII Конференция молодых ученых и специалистов филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «Когалым-НИПИнефть» в г. Тюмени: сб. докл. - Тюмень: Тюменский дом печати, 2018. — 636 с. [XVIII Konferentsiya molodykh uchenykh i spetsialistov filiala OOO «LUKOYL-Inzhiniring» «KogalymNIPIneft'» v g. Tyumeni [XVIII Conference of young scientists and specialists of the branch of OOO LUKOIL-Engi-neering KogalymNIPIneft in Tyumen]. Collection of reports. Tyumen, Tyumen Printing House, 2018, 636 p. (In Russ.)].
2. Тиаб Д., Доналдсон Э.Ч. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов.М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2009. — 868 с. [Tiab D., Donaldson E.CH. Petrofizika: teoriya i praktika izucheniya kollektorskikh svoystv gornykh porod i dvizheniya plastovykh flyuidov [Theory and Practice of Studying the Reservoir Properties of Rocks and the Movement of Reservoir Fluids]. Moscow, Premium Inzhiniring Publ., 2009, 868 p. (In Russ.)].
3. Осипов В.И., Соколов В.Н. Глины и их свойства. Состав, строение и формирование свойств, — М.: ГЕОС. 2013. — 578 с. [Osipov V.I., Sokolov V.N. Gliny i ikh svoystva. Sostav, stroyeniye i formirovaniye svoystv [Clays and their properties. Composition, structure and formation of properties], Moscow, GEOS Publ., 2013, 578 p. (In Russ.)].
4. Конесев Г.В., Аглиуллин А.Х., Логинова М.Е., Бабушкин Э.В., Буянова М.Г., Кунакасов АА. Применение метода ЯМР релаксометрии для оценки ингибирующих свойств буровых растворов на водной основе.// Проблема сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. — 2020. — 3(125). — С. 20-28. [Konesev G.V., Agliullin A.Kh., Loginova M.Ye., Babushkin E.V., Buyanova M.G., Kuna-kasov A.A. Primeneniye metoda YAMR relaksometrii dlya otsenki ingibiruyushchikh svoystv burovykh rastvorov na
vodnoy osnove [Application of the NMR relaxometry method for assessing the inhibitory properties of water-based drilling fluids]. Problema sbora, podgotovki i transporta nefti i nefteproduktov. 2020, 3(125), pp. 20-28. (In Russ.)].
5. Бабушкин Э.В., Буянова М.Г., Аглиуллин А.Х., Конесев Г.В., Тептерева ГА. Разработка ингибирующих буровых растворов для повышения эффективности строительства скважин в сложных горно-геологических условиях // Нанотехнологии в строительстве. — 2018. — Том 10, № 2.
— С. 42-62. — DOI: dx.doi.org/10.15828/2075-8545-2018-10-2-42-62.[ Babushkin E.V. Buyanova M.G., Agliullin A.Kh., Koneusev G.V., Teptereva G.A. Development of inhibitory drilling fluids to improve the efficiency of well construction in difficult mining and geological conditions. Nanotehnologii v stroitel'stve - Nanotechnologies in Construction. 2018, Vol. 10, no. 2, pp. 42-62. DOI: dx.doi.org/10.15828/2075-8545-2018-10-2-42-62. (In Russ.)].
6. Буянова М.Г., Бабушкин Э.В., Аглиуллин А.Х., Конесев Г.В. Анализ применения ингибирующего бурового раствора для повышения эффективности строительства пологих скважин в сложных горно-геологических условиях // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2018. — № 10. — С. 29-32. — DOI 10.30713/01303872-2018-10-29-32. — EDN YCNEZF. [Buyanova M.G., Babushkin E.V., Agliullin A.Kh., Konesev G.V. Analiz primeneniya ingibiruyushchego burovogo rastvora dlya povysheniya effektivnosti stroitel'stva pologikh skvazhin v slozhnykh gorno-geologicheskikh usloviyakh [Analysis of the use of inhibitory drilling mud to improve the efficiency of flat well construction in difficult mining and geological conditions]. Stroitel'stvo neftyanykh i gazovykh skvazhin na sushe i na more. 2018, no. 10, pp. 29-32. DOI 10.30713/01303872-2018-10-29-32. — EDN YCNEZF (In Russ.)].
7. Буянова М.Г., Бабушкин Э.В., Конесев Г.В. [и др.]. Применение ингибирующего бурового раствора при строительстве горизонтальных скважин трехколонной конструкции // Нефтепромысловое дело. — 2020. — № 10(622). — С. 1216. — DOI 10.30713/0207-2351-2020-10(622)-12-16. — EDN CCHDBF. [Buyanova M.G., Babushkin E.V., Konesev G.V. fnd etc. Primeneniye ingibiruyushchego burovogo rastvora pri stroitel'stve gorizontal'nykh skvazhin trekhkolonnoy konstruktsii [he use of inhibitory drilling fluid in the construction of horizontal wells with a three-string design]. Neftepromyslovoye delo. 2020, no. 10(622), pp. 12-16. DOI 10.30713/0207-2351-2020-10(622)-12-16. — EDN CCHDBF. (In Russ.)].
8. Пат. РФ 2755108, 2021. Ингибирующий буровой раствор для бурения в неустойчивых терригенных отложениях. [Pat. RF 2755108, 2021. Inhibiting drilling fluid for drilling in unstable terrigenous deposits].
9. Гайдадин А.Н., Ефремова СА. Применение полного факторного эксперимента при проведении исследований: методические указания. ВолГТУ. — Волгоград, 2008.
— 16 с. [Gaydadin A.N., Yefremova S.A. Primeneniye pol-nogo faktornogo eksperimenta pri provedenii issledovaniy: metodicheskiye ukazaniya [The use of a full factorial experiment in research: guidelines]. Volgograd, VolGTU Publ., 2008, 16 p. (In Russ.)].
10. Налимов В.В., Чернова Н.А. Статистические методы планирования экспериментов. — М.: Наука, 1965. — 340 с. [Nalimov V.V., Chernova N.A. Statisticheskiye metody planirovaniya eksperimentov [Statistical methods for planning experiments]. Moscow, Nauka Publ., 1965, 340 p. (In Russ.)].
11. Спирин НА., Лавров В.В., Зайнуллин ЛА, Бондин А.Р., Бурыкин АА. Методы планирования и обработки результатов инженерного эксперимента: Учебное пособие. Екатеринбург: ООО «УИНЦ», 2015. — 290 с. [Spirin N.A.,
Lavrov V.V., Zaynullin L.A., Bondin A.R., Burykin A.A. Me-tody planirovaniya i obrabotki rezul'tatov inzhenernogo eks-perimenta [Methods for planning and processing the results of an engineering experiment]. Yekaterinburg, UINTS Publ., 2015, 290 p. (In Russ.)].
12. Хрисанов Н.Н. Планирование эксперимента: метод. указ. — Самара; Самар. гос. техн. ун-т, 2016. — 40 с. [Khri-sanov N.N. Planirovaniye eksperimenta [Experiment planning]. Samara, SSTU Publ., 2016, 40 p. (In Russ.)].
информация об авторах/information about the authors
Логинова Марианна Евгеньевна, к.ф.-м.н., доцент кафедры бурения нефтяных и газовых скважин, Уфимский государственный нефтяной технический университет, Уфа, Россия
Конесев Геннадий Васильевич, д.т.н, проф. кафедры бурения нефтяных и газовых скважин, Уфимский государственный нефтяной технический университет, Уфа, Россия Тептерева Галина Алексеевна, д.т.н, проф. кафедры общей, аналитической и прикладной химии, Уфимский государственный нефтяной технический университет, Уфа, Россия
Баулин Олег Александрович, к.т.н., ректор, Уфимский государственный нефтяной технический университет, Уфа, Россия
Мовсумзаде Эльдар Мирсамедович, д.х.н., профессор, советник ректора, Уфимский государственный нефтяной технический университет, Российский государственный университет имени А.Н. Косыгина (Технологии. Дизайн. Искусство), Россия
Бабушкин Эдуард Валерьевич, к.т.н., доцент базовой кафедры ЛУКОЙЛ-Инжиниринг, Тюменский индустриальный университет, начальник управления проектирования строительства скважин, Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть», Россия
Буянова Марина Германовна, ведущий инженер управления технологии строительства скважин, Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть», Россия
Loginova Marianna E., Cand. Sci. (Ph.-m.), Assoc. Prof. of the Department of Oil and Gas Well Drilling, Ufa State Petroleum Technological University, Russia
Konesev Gennadiy V., Dr. Sci. (Tech.), Prof. of the Department of Oil and Gas Well Drilling, Ufa State Petroleum Technological University, Russia
Teptereva Galina А., Dr. Sci. (Tech.), Prof. of the Department of General, Analytical and Applied Chemistry, Ufa State Petroleum Technological University, Russia
Baulin Oleg A., Cand. Sci. (Tech.), Rector, Ufa State Petroleum Technological University, Russia
Movsumzade Eldar M. , Dr. Sci. (Chem.), Prof., Ufa State Petroleum Technological University, Kosygin Russian State University (Technology. Design. Art), Russia
Babushkin Edward V., Cand. Sci. (Tech.), Assoc. Prof., Tyumen Industrial University, Branch of LUKOIL-Engine-ering KogalymNIPIneft, Russia
Buyanova Marina G., Lead Engineer of Well Construction Technology Management, Branch of LUKOIL-Engine-ering KogalymNIPIneft, Russia
VI Всероссийская научно-техническая конференция «Полимерные композиционные материалы и производственные технологии нового поколения»
18 ноября 2022, Москва
НИЦ «Курчатовский институт» — ВИАМ совместно с Технологической платформой «Новые полимерные композиционные материалы и технологии» проводит VI Всероссийскую научно-техническую конференцию «Полимерные композиционные материалы и производственные технологии нового поколения».
Конференция состоится 18 ноября 2022 г. в НИЦ «Курчатовский институт» — ВИАМ по адресу: г. Москва, ул. Радио, д. 17.
Вниманию участников будут предложены доклады ведущих ученых и специалистов НИЦ «Курчатовский институт» — ВИАМ, а также других предприятий и научных организаций отрасли по следующим тематическим направлениям:
• полимерные композиционные материалы авиационного назначения;
• технологии изготовления ПКМ;
• технологии утилизации ПКМ;
• неавиационные области применения ПКМ.
Приглашаем ученых, специалистов, аспирантов и студентов принять участие в конференции и выступить с докладами о результатах научных исследований по разработке материалов и технологий нового поколения, проблемах, достижениях и перспективах в данных областях.
Информация по телефонам:
(499) 263-87-65 — Войтенко Наталья Владимировна;
(499) 263-89-95 — Гуляев Иван Николаевич.
E-mail: pkm@viam.ru
