CC BY
167
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
«наука. инновации. технологии», № 4, 2017
удк 622.241 Гасумов Р.Р. [Gasumov R.R.],
Димитриади Ю.К. [Dimitriadi Y.K.], Лукьянов В.Т. [Lukyanov V.T.], Федоренко В.В. [Fedorenko V.V.]
совершенствование составов
буровых растворов для проводки скважин в сложных термобарических условиях
Improvement of drilling fluids for wells under complex thermobaric conditions
В связи с естественным истощением запасов углеводородов в мезозойских отложениях большинства эксплуатируемых месторождений Северного Кавказа с целью дальнейшего развития нефтегазодобывающей отрасли в регионе необходимо активное вовлечение в разработку карбонатного комплекса юры Западного Предкавказья. Строительство глубоких разведочных скважин в осложненных горно-геологических условиях требует применения специальных технологий и технологических решений с использованием имеющегося опыта бурения аналогичных скважин. В статье рассмотрены результаты исследований в области совершенствования составов обратных эмульсий с целью повышения их термостойкости для бурения глубоких скважин в осложненных горно-геологических условиях. Рекомендуется повысить устойчивость эмульсий за счет введения соэмульгатора, влияющего на физико-механические и химические свойства эмульгатора и эмульсии. Приводятся механизм подбора соэмульгаторов для получения гидрофобных эмульсий с термостабильностью до 170 °С, результаты экспериментальных исследований, рецептуры эмульсий и практические рекомендации по обработке скважин с высокими пластовыми температурами.
Due to the natural depletion of hydrocarbon reserves in the Mesozoic deposits of the majority of exploited deposits in the North Caucasus in order to further develop the oil and gas production industry in the region, active involvement in the development of the carbonate complex of the Jurassic of the Western Ciscaucasia is necessary. The construction of deep exploration wells in complicated mining and geological conditions requires the use of special technologies and technological solutions using the experience of drilling similar wells. Consideration is given to research results for improvement of return emulsions compositions with the purpose to increase their thermal stability for drilling of deep wells in the complicated mountain-geological conditions. It is recommended to increase the stability of emulsions by introducing a co-emulsifier which affects the physical, mechanical and chemical properties of the emulsifier and emulsion. The mechanism of selection of co-emulsifiers for obtaining hydrophobic emulsions with thermostability up to 170 °C, the results of experimental studies, emulsion formulations and practical recommendations for treating wells with high reservoir temperatures are presented.
Ключевые слова: скважина, бурение, термобарические условия, буровой раствор, термостойкость, эмульгатор.
Key words: well, drilling, thermobaric conditions, drilling fluid, heat resistance, emulsifier.
Введение
Естественное истощение углеводродов в мезозойских отложениях Предкавказья требует активного вовлечения в разработку других продуктивных горизонтов, в связи с чем необходимо изучение глубокопогружен-
ных отложений в карбонатном комплексе юры Западного Предкавказья, с глубиной залегания ниже 5300 м. Проведение ГРР в этом случае сопряжено со строительством глубоких разведочных скважин в осложненных горно-геологических условиях с применением специальных технологий и технических решений и использованием опыта бурения аналогичных скважин в регионе [1-5].
Анализ результатов промысловых и лабораторных исследований при строительстве первой разведочной скважины на данной площади показал, что до глубины 5665 м бурение проходило с осложнениями, а на глубине 5680 м в связи с падением плотности выходящего из скважины бурового раствора с высокими газопоказаниями промывочной жидкости, превышающими фоновые значения, бурение было приостановлено и конечная цель проекта не была достигута.
Основная причина невозможности продолжения бурения - несоответствие прочностных характеристик проектной конструкции скважины фактическим горно-геологическим условиям - аномально высоким давлением (коэффициент аномальности Ка > 2,0) и температурой (свыше 200 °С) [1].
Материалы и методы исследований
В статье приведены результаты изучения промысловых материалов, лабораторных и теоретических исследований, полученных при строительстве глубоких разведочных скважин на месторождениях Предкавказья, с использованием расчетно-аналитических методов определения горно-геологических уловий с графической визуализацией и экстраполированием.
Результаты исследований и их обсуждение
При проводке первой разведочной скважины в сложных термобарических условиях периодически замерялась температура по стволу скважины (табл. 1).
Используя данные табл. 1, определена температура пласта по геотермическому градиенту [6]:
(1)
Т Т
где Н - глубина замера температуры, м;
Т - температура на глубине, °С;
Т0 - средняя годовая температура воздуха на поверхности, 0С.
На рисунке 1 приведена зависимость температуры (проектная и фактическая) от глубины скважины. Температура на глубине 6150 м определена по прямолинейному участку этой зависимости и составила 210 °С.
Сравнительный анализ фактических и проектных параметров бурового раствора (табл. 2) показал их существенные различия, а время начала изли-
Таблица 1. РЕЗУЛьТАТы ЗАМЕРОВ ТЕМПЕРАТУРЬ! ПО СТВОЛУ
скважины
Глубина, м Температура, принятая в проекте, °С Фактическая температура, °С
970 41 61
1850 75 83
2180 88 91
3470 138 130
3770 150 143,5
4090 162 147,5
4580 182 152
4900 194 161
5060 200 168
5586 221 192
6150 243 210 (расчетная)
Рис. 1.
Кривая зависимости температуры от глубины по стволу скважины.
Таблица 2. ПРОЕКТНЫЕ И ФАКТИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ
БУРОВОГО РАСТВОРА ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИНЫ В ИНТЕРВАЛЕ 5620-5680 М
Проектные параметры бурового раствора
Плотность, Условная СНС ДНС, Водоотдача, рН Пластическая Толщина
кг/м3 вязкость, 1/10 мин, дПа см3/30 мин вязкость, глинистои
Пас дПа мПас корки, мм
1860 35-60 6/40-15/70 70-135 2,0-2,5 8,5-9,5 25-35 0,5 - 1,0
Фактические параметры бурового раствора
Плотность, кг/м3 Условная СНС ДНС, Водо- Пластическая
вязкость, 1/10 мин, дПа отдача, вязкость,
Пас дПа см3/30 мин мПас
закачиваемого выходящего
бурового бурового
раствора раствора
1880-2350 1820-2190 40-69 57/100-95/153 172-291 2,6-3,7 27-60
вов при различных плотностях раствора остается практически неизменным, варьируя от 60 до 90 мин. Средняя плотность бурового раствора по стволу скважины составила 2143 кг/м3 (проектная 1860 кг/м3). Распределение эквивалентного давления, создаваемого буровым раствором по стволу скважины, не равномерно.
Основными причинами таких расхождений являются:
— бурение скважины в сложных термобарических и геолого-технических условиях;
— резкое увеличение механической скорости проходки и интенсивные газопроявления, которые удалось ликвидировать посредством увеличения плотности бурового раствора до 2350 кг/м3;
— завышенные значения реологических параметров бурового раствора (статическое напряжение сдвига СНС до 95/153, динамическое напряжение сдвига ДНС т до 291 дПа, пластическая вязкость п до 60 мПах) не соответсвовали фактическим термобарическим условиям, что привело к большой депрессии при спускоподъемных операциях бурового инструмента в скважине, вспениванию бурового раствора с последующим колебанием гидродинамического забойного давления, возникновению газопроявления.
Результаты исследований [4, 7, 8] показали, что на объем перелива из труб влияет не только наличие притока, но и «текущие термобарические условия в трубах». Установлено, что, наряду с действительным процессом восстановления давления, на формирование кривой восстановления давления (КВД) влияло повышение температуры в подпакерной зоне в процессе испытания (подтверждено результатами прямых глубинных замеров в скважине). Это показывает, что время для полного прогревания раствора не выдержано, в процессе испытания повышение температуры вызвало расширение бурового раствора и рост давления в подпакерной зоне до 130 МПа.
В период регистрации КВД подпакерная зона представляла собой замкнутую систему, ограниченную сверху пакером, сбоку обсадной колонной, снизу баритовой пробкой (глинистой коркой) на цементном камне, которая может пропускать флюид вверх, но экранирует цементный мост в обратном направлении. При нагревании раствора в замкнутом пространстве должно создаваться дополнительное давление, поэтому кривая отражает суммарный эффект от двух процессов: восстановление давления под пакером и приращение давления в замкнутой системе, вызванное продолжающимся нагревом бурового раствора [6, 9-11].
Для учета последнего по уравнению, описывающему процесс передачи тепла от бурильных труб к жидкости и уравнению теплового баланса определено изменение температуры на забое при движении буровых растворов различной плотности и их начальной температуры с учетом восходящего потока, прогретого до пластовой температуры раствора [12-15].
Все теплофизические параметры раствора найдены расчетным путем с учетом его состава. Температуру на выходе из бурильных труб Тых определили по формуле:
Т _ ОТ1 _ 71
вых ср исх, (2)
где Тисх - температура на входе в участок бурильных труб, °С;
Тср - средняя температура раствора на рассматриваемом участке,
°С, определяемая по формуле:
2 хМТ^Ат
1 1 . гг 1 . Яж ^тСР-Р" — +—1п—+-
Т = Щ К Г1 Л--- г->
2яАЬАт
+ 1 1 , г2-1 , Я
— +—1п— +-1п—
«г, К г, Лр_ра к
■р~ра Г2 (3)
где AL -Ат -
длина участка, по которому течет раствор, м; время прохождения участка раствором, мин;
Г г - температура породы на середине рассматриваемого участка, °С;
Г - средняя температура раствора на рассматриваемом участке,
°С;
а - коэффициент теплоотдачи раствора (а и 300 Вт/м2 К);
Яж - радиус теплового влияния, соответствующий заданно-
му времени, при котором определяется температура на забое, м;
Хт и Хр.ра - коэффициенты теплопроводности соответственно бурильных труб и раствора (Лт = 52 Вт/мК, Ар-ра = 0,66 Вт/мК); ср-ра - теплоемкость раствора (ср-ра = 2216 Дж/кгК); г1 и г2 - внутренний и наружный радиусы бурильных труб, м.
По проведенным расчетам на забой поступил раствор с температурой 123 °С.
Коэффициент упругой сжимаемости раствора вр определяется по формуле:
Ир Г0Д/> 55,7-163 кгс/см ' ^ '
где V - физический объем внутреннего пространства бурильного
инструмента, V = 55,7 м3; АУ - изменение объема раствора при снижении давления до ат-
мосферного давления; АУ = 0,145 м3.
Количество тепла Q, получаемое раствором за время нагревания т:
Р(Т„~Т)т
б
Кт а1 а2 , (5)
где Хст - коэффициент теплопроводности материала стенки (примем
как для бетона, Хст и 1,05 Вт/мК); а1 и а2 - коэффициенты теплоотдачи от породы к трубе и от трубы к жидкости соответственно
(а1 и 4,1 Вт/м2К, а2 и 300 Вт/м2К); ё - толщина стенки, м;
ст ' '
Тл и Т - пластовая температура и температура, до которой нагреется
раствор за время т °С; Е — площадь поверхности теплообмена, F = 2ргДь, м2.
Количество тепла, необходимое на нагревание раствора: (2 = тср_ра(Т-Тнач),
(6)
где т - масса нагреваемого раствора;
Тнач - начальная температура раствора.
Температура, до которой нагреется раствор за определенный промежуток времени т:
2 тТт + грср
т =
Аст а1 аЦ
Чм 1 1л
а\ аи
(7)
+ 2т
По расчетам за 25 минут раствор над пакером нагрелся до 155 °С. Нарастание температуры раствора на забое представлено на рис. 2.
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000
Время, мин
1 - период стоянки на притоке (открытый период);
2 - период регистрации КВД;
3 - предполагаемый отрезок времени до завершения прогревания раство-
ра до = 95% от пластовой температуры.
Рис. 2.
График нарастания температуры бурового раствора на забое.
Таблица 3. ЗНАЧЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЬ! БУРОВыХ РАСТВОРОВ РАЗЛИЧ-
НОй ПЛОТНОСТИ В ТРУБНОМ ПРОСТРАНСТВЕ
Буровой раствор с плотностью 1440 кг/м3
Буровой раствор с плотностью 2050 кг/м3
Время т, мин Средняя температура Тср, °С Время т, мин Температура Тср, °С
0 90,50 0 136,00
60 154,83 60 173,18
120 168,64 120 180,04
150 172,15 150 181,73
180 174,66 180 182,93
240 178,04 240 184,51
300 180,19 300 185,52
360 181,69 360 186,21
420 182,79 420 186,72
480 183,64 480 187,11
510 183,99 510 187,27
540 184,30 540 187,42
600 184,84 600 187,66
660 185,29 660 187,87
Коэффициент объемного теплового расширения раствора определили по формуле:
У'о АТ 55,5-8,7 °С
(8)
где Уп -
V -
физический объем внутреннего пространства бурильных труб до запорного клапана, полностью заполненный раствором;
приращение объема раствора при нагревании его на величину АТ.
В течение времени регистрации КВД буровой раствор находился в термобарическом процессе и происходило изменение давления, которое рассчитывается:
Давление, замеренное ман.АК-1 №6285;
Давление за вычетом приращения давления, обусловленного температурным расширением раствора.
Рис. 3. Сравнительный график кривых восстановления давления
в подпакерном пространстве.
= (9)
Рр
где АТ - изменение температуры под пакером.
В результате рассчетов получена кривая восстановления давления (рис. 3).
Значение градиента пластового давления совпадает с величиной градиента порового давления, полученной по данным бурения «методом d-экспо-ненты» и равной 2,04 МПа/100 м.
В результате проведенных исследований установлено [15-19]:
— тип бурового раствора (полимерглинистый) не соответствует сложным термобарическим условиям, т.к. используемые для его обработки реагенты подвергаются термодеструкции при температурах более 180 °С и утрачиваются функция полимерных реагентов, как регуляторов вязкости (одна из причин выпадения баритовой пробки), и фильтрационные свойства бурового раствора;
Таблица 4. ТЕРМОБАРИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ В СКВАЖИНЕ
Параметр Проектный По расчетным данным
Расчетное пластовое давление, МПа 99,9 132,3
Градиент пластового давления, МПа/100 м 1,8 2,07 для I пачки 2,16 для II пачки
Плотность бурового раствора, кг/м3 1860 2200-2310
Градиент гидроразрыва, МПа/100 м 2,24 2,50-2,98
Температура, 'С 232 240
Содержание в газе агрессивных компонентов
Углекислый газ, % 0 6,5
Сероводород, % 0 0,033-0,3
— наличие кислых компонентов в буровом растворе обусловлено выделением газов (СО2, SO2 и других серосодержащих соединений) за счет взаимодействия ингредиентов бурового раствора с породой и контактирующим с ним пластовым флюидом. Снижение рН бурового раствора с ростом температуры обусловлено образованием Н^, СО и СО2 при термическом разложении лигносульфоната;
— источником появления СО2 и газирования бурового раствора является применение нетермостойкого реагента - бикарбоната натрия, который начинает разлагаться при повышении температуры более 50 °С.
— колебания гидродинамического забойного давления обусловлены повышенными реологическими параметрами бурового раствора, что привело к возникновению газопроявлений (реологические параметры бурового раствора необходимо поддерживать в пределах: т = 70 - 135 дПа; п = 25 - 35 мПах).
В связи с выше изложенным для бурения глубоких скважин в сложных горно-геологических и термобарических условиях целесообразно применение бурового раствора, обработанного термостойкими химическими реагентами, содержащими ингибитор коррозии оборудования, обеспечиваю-
4,0 Состав 2
3,5
3,0 /
2,5 г у/
2,0 ! Состав 1
1,5
1,0 б
0,5 ---
0,0 --------- Температура, °С
50 100 150 200
Состав 1: КМЦ + бентонит. Состав 2: КМЦ + ФХЛС + бентонит + гипс + известь.
Рис. 4. Зависимость скорости коррозии образцов стали от состава буровых растворов и температуры.
2,0 Состав 1
1,5 /Состав 3
и / /
1,0 ! У / Состав 2 / -Я
О ^^^^
0,5 б
0,0 ж---' * Температура, °С
50 100 150 200
Состав 1: Состав 2: Состав 3: КМЦ + бентонит. Сополимер винилсульфоната-виниламида + бентонит. Сополимер винилсульфоната-виниламида + ангидрид стиролсульфо- натмалеиновой кислоты + бентонит + гипс + известь.
Рис. 5. Зависимость скорости коррозии образцов стали от состава буровых растворов и температуры.
щий нейтрализацию кислых газов в широком диапазоне значений рН и температуры до 240 °С [20, 21].
Агрессивность буровых растворов оценивали по мгновенной скорости коррозии, определенной методом поляризационного сопротивления (метод (PAIR) образцов-свидетелей из малоуглеродистой стали С 1018 (UNS G 10180). Зависимость скорости коррозии образцов стали от состава буровых растворов и температуры представлена на рис. 4, 5.
Резкое повышение скорости коррозии в буровом растворе, представляющем собой суспензию бентонита с добавками КМЦ, при температурах выше 120 оС, возможно, обусловлено выделением кислорода при термическом разложении КМЦ. Другой причиной повышения скорости коррозии может являться снижение его рН с ростом температуры. Этим же объясняется резкое повышение скорости коррозии при использовании бурового раствора с добавками лигносульфоната (рис. 4). Также повышение скорости коррозии может быть связано с образованием H2S, СО и СО2 при термическом разложении лигносульфоната. При замене в буровом растворе КМЦ на сополимер винил-сульфоната-виниламида скорость коррозии резко снижается, что объясняется большей стойкостью сополимера к термическому разложению и практически постоянному значению рН в этом растворе (рис. 5). Сильнее всего коррозия снижается в буровых растворах, в которые введены сополимер винилсульфо-ната - виниламид и ангидрид стиролсульфонатмалеиновой кислоты, а часть бентонита заменена на аттапульгит (рис. 6).
В качестве ингибиторов коррозии бурильного инструмента и бурового оборудования при углублении скважины в зависимости от вида бурового раствора используются водо- или маслорастворимые вододиспергируемые иги-биторы. При применении бурового раствора на углеводородной основе эффективно использование маслорастворимых вододиспергируемых ингибиторов, в буровой раствор на водной основе необходимо введение водорастворимого ингибитора коррозии с термостойкостью в пределах 240 °С.
Установлено влияние химических реагентов - регуляторов технологических свойств на коррозионную активность буровых растворов. Исходя из результатов исследований [21], наименее активны в коррозионном отношении к металлу буровые растворы с полимером виниламидом и его сополимерами.
Одно из основных требований, предъявляемых к ингибиторам - полифункциональность. Они должны не только снижать скорость общей коррозии, но и замедлять наводороживание металла в сероводородсодержащих, уг-лекислотных и комбинированных средах, сохраняя механические свойства металлических конструкционных материалов, обладать достаточной бактерицидной способностью и защитной эффективностью [7, 20, 21].
Накоплен опыт бурения скважин в Астраханской области, Турмениста-не, Узбекистане на глубину до 7500 м при забойной температуре 250 °С.
Состав 1
Состав 1: КМЦ + ФХЛС + бентонит + гипс + известь.
Состав 2: Сополимер винилсульфоната-виниламида + ангидрид стиролсульфо-натмалеиновой кислоты + бентонит + гипс + аттапульгит + известь.
Состав 3: Сополимер винилсульфоната-виниламида + ангидрид стиролсульфо-натмалеиновой кислоты + бентонит + гипс + аттапульгит + барит + известь.
Рис. 6. Зависимость скорости коррозии образцов стали от соста-
ва буровых растворов и температуры.
Испытания раствора типа DURATERM плотностью 2350 кг/м3 продемонстрировали большую седиментацию барита и потерю динамического напряжения сдвига после термостарения.
Буровой раствор на водной основе с использованием высокотемпературных полимеров PYRO-DRILL рекомендован его разработчиком фирмой BAKER HUGHES как альтернатива растворам на нефтяной основе для усло-
Таблица 5. СРАВНИТЕЛЬНЫЕ
ХАРАКТЕРИСТИКИ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
Название параметра Единица измерения Буровой раствор
DURATERM MEGADRIL PYRO-DRILL
Система бурового раствора На водной основе с ингибитором температурной деструкции Инвертный эмульсионный Соленасыщен-ный полимер-глинистый
Фирма-разработчик - М-1 Swaco М-1 Swaco Baker Hughes
Плотность кг/м3 2300 2300 2310
Условная вязкость с 65 - 40-60
Пластическая вязкость мПас 15-25 45-55 25-45
Динамическое напряжение сдвига дПа 60-140 136-170 86-125
Статическое напряжение сдвига дПа 20-50/30-90 39-73/58-98 48-144/96-240
Показатель фильтрации см3/30 мин < 6 < 1 < 5
Предельная температура применения °С 210-220 при плотности 2300 кг/м3 (выпадение барита из раствора плотностью 2350 кг/м3 при температуре 250 °С) 210-220 при плотности 2300 кг/м3 (выпадение барита из раствора плотностью 2350 кг/м3 при температуре 250 °С) 250 при плотности 2350 кг/м3
Стоимость 1 м3 без НДС тыс. руб 27-29 70-80 135 (для температуры 210 °С и плотности 2310 кг/м3) 145,5-168 (для температуры 250 °С и плотности 2350 кг/м3)
вий, когда статическая температура на забое достигает 260 °С. Раствор на глубине бурения до 7010 м имел плотность 2280 кг/м3, что позволило минимизировать риски, связанные с возникновением флюидопроявлений, притока кислых газов, поглощений.
Для забойной температуры 250 °С и плотности бурового раствора 2350 кг/м3 фирмой BAKER HUGHES было предложено увеличить концентрацию полимеров-понизителей фильтрации и разжижителей с использованием двух вариантов утяжеления бурового раствора: только баритом или баритом в комбинации с тетраоксидом тримарганца в соотношении 1:3. Благодаря малым размерам частиц 1 мкм и растворимости в соляной и лимонной кислотах, MICROMAX рекомендован как утяжелитель, предпочтительный для вскрытия продуктивных пластов. Благодаря сферической форме частиц применение MICROMAX способствует снижению реологии и эквивалентной циркуляционной плотности раствора, что очень важно при проходке поглощающих пластов.
Буровой раствор MEGADRIL, реологические параметры которого изменяются в зависимости от типа его основы - минерального масла, обладает высокой стабильностью и устойчивостью к загрязнению, ингибирующей способностью и инертностью к разбуриваемым породам, низкими фильтрационными свойствами и минимальным воздействием на естественную проницаемость пластов, высокой смазывающей способностью, низким коэффициентом трения в системе «порода-металл», практически полным устранением дифференциальных прихватов, антикоррозионным действием к металлу бурового оборудования. Коэффициент его повторного использования равен 3-4.
Однако испытания раствора MEGADRIL на забойную температуру 250 °С при плотности 2350 кг/м3также показали непригодность существующей рецептуры для повышенных термобарических условий.
Заключение
Для обеспечения работоспособности полимеров необходимо поддержание рН раствора на уровне 9-10, что особенно важно при бурении через породы, содержащие кислые газы. Для регулирования параметра рН предлагается применять каустическую соду в комбинации с окисью магния.
Стабилизация стенок скважины в потенциально неустойчивых переслаивающихся аргиллитах обеспечивается добавками сульфированного битума SULFATROL. Заданная плотность обеспечивается применением барита.
С целью минимизации риска возникновения поглощений и дифференциальных прихватов применяется карбонат кальция фракций от 5 мкм до 25 мкм, а также карбонат кальция чешуйчатой формы частиц SOLUFLAKE
фракций F (мелкий) и M (средний), которые являются утяжеляющими компонентами.
Для поглощений сероводорода необходима обработка раствора карбонатом цинка в концентрации не менее 8 кг/м3, а для связывания углекислого газа - обработка хлористым кальцием в концентрациях до 4 кг/м3. С целью предупреждения вспенивания бурового раствора применяется кремнийорга-нический пеногаситель DEFOMEX.
Для обеспечения смазывающих свойств раствора и уменьшения коррозии бурильного инструмента и оборудования в условиях высоких температур применяется смазывающая добавка ECCO-LUBE и поглотитель кислорода-ингибитор коррозии ECCO-COR 40.
При углублении скважины до 6150 м для высоких забойных температур 210 °С фирма M-I SWACO рекомендует использовать буровой раствор на водной основе DURATHERM или буровой раствор на углеводородной основе MEGADRIL. Для забойной температуры 250 °С BAKER HUGHES рекомендует использовать буровой раствор на водной основе PYRO-DRILL.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Гасумов РА. Особенности строительства глубоких скважин в осложненных горно-геологических условиях Предкавказья / РА. Гасумов, В.Г. Копченков, В.Т. Лукьянов, Н.Г. Федорова, С.Н. Овчаров // Наука. Инновации. Технологии. 2017. № 1. С. 123-140.
2. Гасумов Р.А. Комплексные научно-технические решения вопросов поиска, разведки и разработки месторождений углеводородов юга России / Р.А. Гасумов, Л.А. Ильченко // Наука и техника в газовой промышленности. 2013. № 4(56). С. 16-20.
3. Гасумов Р.А. Особенности строительства глубоких поисково-разведочных скважин в осложненных горно-геологических условиях / Р.А. Гасумов // Материалы XI Международной научно-практической нефтегазовой конференции (Кисловодск, 27-31 окт. 2014 г). Ставрополь: СевКавНИПИгаз. 2014. С. 11-13.
4. Гасумов Р.А. Инновационные решения при проектировании объектов нефтегазодобычи / Р.А. Гасумов // V Петербургский международный газовый форум (Санкт-Петербург, 6-9 окт. 2015 г.) / Конгрессная программа.
5. Гасумов Р.А. Геологические факторы, влияющие на качество крепления скважин (на примере конкретной скважины При-
брежной группы месторождений) / РА. Гасумов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2014. № 12. С. 48-53.
6. Леонов Е.Г. Гидроаэромеханика в бурении: учебник для вузов / Е.Г. Леонов, В.И. Исаев. М.: Недра. 1987. 304 с.
7. Барбакадзе Е.О. Влияние минералогического состава на устойчивость асбестоцемента в средах, содержащих сероводород / Е.О. Барбакадзе, О.И. Грачёва // Тр. НИИИАсбестоцемент. М. 1963. Вып. 17. С. 14-35.
8. Дубенко В.Е. Расчетный метод обоснования интервалов установки колонн-хвостовиков в газовых скважинах / В.Е. Дубенко, В.И. Чернухин, В.А. Васильев // Пути повышения скоростей бурения и сокращения сроков строительства скважин: материалы научно технического совета (Тюмень, ноябрь 2004 г). М.: ИРЦ Газпром. 2005. С. 102-112.
9. Бабаян Э.В. Буровые технологии / Э.В. Бабаян // Краснодар: Совет. Кубань. 2009. 896 с.
10. Горонович С.Н. Методы обеспечения совместимости интервалов бурения / С.Н. Горонович. М.: Газпром экспо. 2009. 356 с.
11. Булатов А.И. Решение практических задач при бурении и освоении скважин: справ. пособие / А.И. Булатов, Ю.М. Проселков // Краснодар: Совет. Кубань. 2006. 744 с.
12. Соловьев Е.М. Задачник по заканчиванию скважин: учеб. пособие для вузов / Е.М. Соловьев. М.: Недра. 1989. 251 с.
13. Спивак А.И. Разрушение горных пород при бурении скважин: учебник для вузов / А.И. Спивак, А.Н. Попов. М.: Недра. 1994. 261 с.
14. Гаджумян Р. А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин / Р.А. Гаджумян, А.Г. Калинин, Б.А. Никитин // М.: Недра. 2000. 491 с.
15. Rahman, S.S. Treatment of drilling fluid to combat drill pipe corrosion / S.S. Rahman // Corrosion (USA). 1990. № 9. Р. 778-782.
16. Рабинович В.А. Краткий химический справочник / В.А. Рабинович, З.Я. Хавин // Л.: Изд-во «Химия». 1978. 392 с.
17. Потапов А.Г Влияние сероводорода на буровые растворы, а также методы контроля и химического связывания сероводорода / А.Г. Потапов, А.Н.Ананьев, Ю.П. Христенко и др. // РИ Бурение газовых и морских нефтяных скважин. М.: ВНИИЭгазпром. 1980. Вып. 4. С. 28-36
18. Александров В.П. Промышленное производство утяжеляющей добавки к буровым растворам, нейтрализующей сероводород / В.П. Александров и др. // РИ Бурение. М.: ВНИИЭгазпром. 1981. Вып. 1. С. 19-21.
19. Рябоконь С.А. Технологические жидкости для закачивания и ремонта скважин / С. А. Рябоконь. Краснодар: Просвещение-Юг. 2002. 274 с.
20. Перейма А.А. Химическая обработка буровых растворов с целью предотвращения коррозии бурового оборудования / А.А. Перейма, В.Т. Лукьянов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2013. № 10. С. 35-40.
21. Галян Д.А. Нейтрализация сероводорода в промывочных жидкостях при бурении скважин / Д.А. Галян // Обзорная информация. Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. М.: ВНИИЭгазпром. 1983. Вып. 5. 53 с.
BIBLIOGRAPHY
1. Gasumov R.A. Osobennosti stroitel'stva glubokih skvazhin v oslo-zhnennyh gorno-geologicheskih uslovijah Predkavkaz'ja (Features of deep wells construction in the complicated mining and geological conditions of Transcaucasia) / R.A. Gasumov, V.G. Kopchenkov, V.T. Luk'janov, N.G. Fedorova, S.N. Ovcharov // Nauka. Innovacii. Tehnologii. 2017. № 1. S. 123-140.
2. Gasumov R.A. Kompleksnye nauchno-tehnicheskie reshenija vo-prosov poiska, razvedki i razrabotki mestorozhdenij uglevodorodov juga Rossii (Integrated scientific and technical solutions to the issues of prospecting, exploration and development of hydrocarbon fields in the South of Russia) / R.A. Gasumov, L.A. Il'chenko // Nauka i tehnika v gazovoj promyshlennosti. 2013. № 4(56). S 16-20.
3. Gasumov R.A. Osobennosti stroitel'stva glubokih poiskovo-razved-ochnyh skvazhin v oslozhnennyh gorno-geologicheskih uslovijah (Features of deep prospecting wells construction in complicated mining and geological conditions) / R.A. Gasumov // Materialy XI Mezhdunarodnoj nauchno-prakticheskoj neftegazovoj konferencii (Kislovodsk, 27-31 okt. 2014 g.) / Stavropol': SevKavNIPIgaz. 2014. S. 11-13.
4. Gasumov R.A. Innovacionnye reshenija pri proektirovanii ob#ektov neftegazodobychi (Innovative solutions for the design of oil and gas production facilities) / R.A. Gasumov // V Peterburgskij mezhdunar-odnyj gazovyj forum (Sankt-Peterburg, 6-9 okt. 2015 g.) / Kongressnaja programma.
5. Gasumov R.A. Geologicheskie faktory, vlijajushhie na kachestvo kreplenija skvazhin (na primere konkretnoj skvazhiny Pribrezhnoj gruppy mestorozhdenij) (Geological factors affecting the quality of fastening wells (using the example of the particular well of the Pri-brejnaya group deposits) / R.A. Gasumov // Geologija, geofizika i razrabotka neftjanyh i gazovyh mestorozhdenij. 2014. № 12. S. 4853.
6. Leonov E.G. Gidroajeromehanika v burenii (Hydroaeromechanics in Drilling): uchebnik dlja vuzov / E.G. Leonov, V.I. Isaev // M.: Ne-dra. 1987. 304 s.
7. Barbakadze E.O. Vlijanie mineralogicheskogo sostava na us-tojchivost' asbestocementa v sredah, soderzhashhih serovodor-od (Influence of mineralogical composition on the stability of asbestos-cement in environments containing hydrogen sulphide) / E.O. Barbakadze, O.I. Grachjova // Tr. NIIIAsbestocement. M. 1963. Vyp. 17. S. 14-35.
8. Dubenko V.E. Raschetnyj metod obosnovanija intervalov ustanovki kolonn-hvostovikov v gazovyh skvazhinah (Calculation method for substantiating the intervals of installation of column-liners in gas wells) / V.E. Dubenko, V.I. Chernuhin, V.A. Vasil'ev // Puti povysh-enija skorostej burenija i sokrashhenija srokov stroitel'stva skva-zhin: materialy nauchno tehnicheskogo soveta (Tjumen', nojabr' 2004 g.). M.: IRC Gazprom. 2005. S. 102-112.
9. Babajan Je.V. Burovye tehnologii (Drilling technologies) / Je.V. Babajan // Krasnodar: Sovet. Kuban'. 2009. 896 s.
10. Goronovich S.N. Metody obespechenija sovmestimosti intervalov burenija (Methods for ensuring the compatibility of drilling intervals) / S.N. Goronovich. M.: Gazprom jekspo. 2009. 356 s.
11. Bulatov A.I. Reshenie prakticheskih zadach pri burenii i osvoenii skvazhin (The solution of practical problems during drilling and development of wells): sprav. posobie / A.I. Bulatov, Ju.M. Proselkov // Krasnodar: Sovet. Kuban'. 2006. 744 s.
12. Solov'ev E.M. Zadachnik po zakanchivaniju skvazhin (Problem book for completing wells): ucheb. posobie dlja vuzov / E.M. Solov'ev // M.: Nedra. 1989. 251 s.
13. Spivak A.I. Razrushenie gornyh porod pri burenii skvazhin (Destruction of rocks during drilling of wells): uchebnik dlja vuzov / A.I. Spivak, A.N. Popov. M.: Nedra. 1994. 261 s.
14. Gadzhumjan R.A. Inzhenernye raschety pri burenii glubokih skvazhin (Engineering calculations for deep hole drilling) / R.A. Gadzhumjan, A.G. Kalinin, B.A. Nikitin. M.: Nedra. 2000. 491 s.
15. Rahman, S.S. Treatment of drilling fluid to combat drill pipe corrosion (Treatment of drilling fluid to combat drill pipe corrosion) / S.S Rahman // Corrosion (USA). 1990. № 9. R. 778-782.
16. Rabinovich V.A. Kratkij himicheskij spravochnik (Brief Chemical Handbook) / V.A. Rabinovich, Z.Ja. Havin. L.: Izd-vo «Himija». 1978. 392 s.
17. Potapov A.G. Vlijanie serovodoroda na burovye rastvory, a takzhe metody kontrolja i himicheskogo svjazyvanija serovodoroda (Influence of hydrogen sulphide on drilling fluids, as well as methods of control and chemical binding of hydrogen sulphide) / A.G. Potapov, A.N.Anan'ev, Ju.P. Hristenko i dr. // RI Burenie gazovyh i morskih neftjanyh skvazhin. M.: VNIIJegazprom. 1980. Vyp. 4. S. 28-36
18. Aleksandrov V.P. Promyshlennoe proizvodstvo utjazheljajushhej dobavki k burovym rastvoram, nejtralizujushhej serovodorod (Industrial production of a weighting additive to drilling fluids neutral-
izing hydrogen sulphide) / V.P. Aleksandrov i dr. // RI Burenie. M.: VNIIJegazprom. 1981. Vyp. 1. S. 19-21.
19. Rjabokon S.A. Tehnologicheskie zhidkosti dlja zakachivanija i remonta skvazhin (Technological fluids for injection and repair of wells) / S. A. Rjabokon'. Krasnodar: Prosveshhenie-Jug. 2002. 274 s.
20. Perejma A.A. Himicheskaja obrabotka burovyh rastvorov s cel'ju predotvrashhenija korrozii burovogo oborudovanija (Chemical treatment of drilling fluids to prevent corrosion of drilling equipment) / A.A. Perejma, V.T. Luk'janov // Stroitel'stvo neftjanyh i gazovyh skvazhin na sushe i na more. 2013. № 10. S. 35-40.
21. Galjan D.A. Nejtralizacija serovodoroda v promyvochnyh zhidkost-jah pri burenii skvazhin (Neutralization of hydrogen sulphide in flushing liquids while drilling wells) / D.A. Galjan // Obzornaja in-formacija. Ser. Burenie gazovyh i gazokondensatnyh skvazhin. M.: VNIIJegazprom. 1983. Vyp. 5. 53 s.
