Научно-практические основы получения буровых растворов и регулирования их технологических свойств механо-химическим воздействием

Размещено на http://www.allbest.ru/

На правах рукописи

Научно-практические основы получения буровых растворов и регулирования их технологических свойств механо-химическим воздействием

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Гайдаров Миталим Магомед-Расулович

Санкт-Петербург 2009

Работа выполнена в ООО «Научно-исследовательском институте природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ» и в Актюбинском отделении Казахского научно-исследовательского геологоразведочного нефтяного института (АО КазНИГРИ)

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Агзамов Фарит Акрамович,

доктор технических наук Крысин Николай Иванович,

доктор технических наук Овчинников Павел Васильевич

Ведущее предприятие - ОАО «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)

Защита состоится 10 июня 2009 г. в 15 ч на заседании диссертационного совета Д 212.224.02 при Санкт-Петербургском государственном горном институте имени Г.В. Плеханова (техническом университете) по адресу: 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д. 2, ауд. 1160.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Санкт-Петербургского государственного горного института.

Автореферат разослан 8 мая 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета д.т.н., профессор Н.И. Николаев

буровой раствор скважина

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Развитие нефтегазовой промышленности, увеличение объемов геологоразведочных работ в Прикаспийской впадине, в Западной Сибири и на севере европейской части России, необходимость ускорения работ по освоению нефтяных и газовых месторождений на континентальном шельфе требуют совершенствования технологии буровых работ, повышения их научно-технического уровня.

Успешное выполнение этих требований возможно при повышении качества строительства глубоких скважин, главным образом, за счет использования эффективных составов буровых растворов и технологий управления их свойствами с целью предотвращения технологических осложнений в процессе бурения.

Строительство глубоких скважин в сложных горно-геологических условиях, обусловленных литологией, чередованием терригенных, хемогенных и карбонатных пород, наличием зон аномально-высоких пластовых давлений (АВПД) и температур, значительных толщ глинистых отложений, большими глубинами залегания углеводородного сырья, сопряжено с возникновением технологических осложнений, значительным расходом материалов и времени при получения буровых растворов и регулирования их технологических свойств.

Качество буровых растворов в этих условиях определяется технологией получения и эффективностью управления их свойствами. Существующие технологии получения и управления свойствами утяжеленных, особенно минерализованных и углеводородных буровых растворов в условиях высоких температур не всегда эффективны и требуют значительного расхода материалов и времени и не всегда приводят к положительным результатам.

Бурение в гидратационноактивных глинистых отложениях сопровождается осложнениями в виде осыпей, обвалов, кавернообразований и т.д. Известно, что причиной потери устойчивости глин является их увлажнение дисперсионной средой бурового раствора. Применением существующих высокоингибированных и традиционно используемых растворов не всегда удается сохранить устойчивость гидратационноактивных глинистых пород.

Для предупреждения пластического течения солей и текучих глин, нефтегазопроявлений необходимым инженерно-техническим решением является увеличение плотности бурового раствора. В процессе бурения интервалов с коэффициентом аномальности более 2,3 требуется применение утяжеленных растворов. Однако на практике получать утяжеленные растворы плотностью более 2300 кг/м³ с требуемыми технологическими показателями технически трудно и иногда невозможно.

Поэтому актуальной и технически необходимой для решения задачей, имеющей большое практическое значение для строительства глубоких скважин в сложных горно-геологических условиях, является разработка буровых растворов и технологий их получения, обеспечивающих:

- минимальные затраты материалов и времени на получение и регулирование их свойств с различной дисперсионной средой;

- устойчивость гидратационноактивных глинистых отложений;

- получение утяжеленных растворов плотностью 2500 кг/м³ и более.

Работа выполнена в соответствии с программой «Перечень приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром» на 2006-2010 гг.».

Цель работы. Разработка буровых растворов и методов регулирования их технологических свойств для повышения эффективности бурения глубоких скважин в сложных горно-геологических условиях.

Идея работы - предупреждение осложнений в процессе бурения глубоких скважин за счет дезинтеграторной обработки буровых растворов, управления формированием клатратов в гидратационноактивных глинистых отложениях и обменных химических реакций для получения утяжеленных буровых растворов применительно к солевым отложениям и зонам АВПД.

Основные задачи исследований

Анализ технологических осложнений в процессе бурения глубоких скважин, обусловленных несоответствием свойств буровых растворов условиям бурения, с целью регулирования этих свойств и управление ими при строительстве скважин

2. Исследование влияния дезинтеграторной обработки на свойства буровых растворов с различной дисперсионной средой, разработка составов и технологии их получения.

3. Исследование процессов взаимодействия глин с углеводородными соединениями из состава бурового раствора, разработка рецептур и технологии их получения.

4. Исследование процессов конденсирования твердой фазы в растворах электролитов при получении утяжеленных растворов, разработка составов и технологии их получения.

5. Апробация и промышленное внедрение разработанных буровых растворов и технологий управления их свойствами при проводке глубоких скважин в сложных горно-геологических условиях.

Научная новизна заключается в установлении зависимости изменения структурно-реологических параметров буровых растворов от скорости разрушения структуры дисперсной системы с различными дисперсионными средами, конденсации утяжелителей при обменных реакциях электролитов, а также влияния соединений включений на устойчивость гидратационноактивных глинистых пород.

Основные защищаемые положения

1. Обработка буровых растворов с различной дисперсионной средой по дезинтеграторной технологии при скоростях 10000-12000 об/мин позволяет улучшить их основные технологические показатели, при одновременном сокращении расхода материалов (в 1,5-2,0 раза) и времени их приготовления.

2. Устойчивость ствола скважины в интервалах бурения глинистых отложений обеспечивается их гидрофобной кольматацией путем механического заполнения микротрещин и пустот дисперсной фазой бурового раствора, а также физико-химическим взаимодействием с активными составляющими раствора с формированием соединений включений в структуре воды на поверхности гидратационноактивных пород.

3. Увеличение плотности дисперсной системы путем поэтапного ввода высокорастворимых солей (калиевых и бромнатриевых) и баритового утяжелителя, а также конденсацией сульфата бария при обменных реакциях электролитов позволяет получать утяжеленные буровые растворы с плотностью 2500-2700 кг/м³ с удовлетворительными технологическими параметрами.

Практическая ценность состоит разработке и внедрении в практику строительства скважин в сложных горно-геологических условиях:

-технологии дезинтеграторной активации буровых растворов, в результате применения которой при приготовлении, регенерации и управлении свойствами буровых растворов более чем на 80-ти скважинах в Прикаспийской впадине (ПГО «Актюбнефтегазгеология») удалось сократить расход материалов (в 1,5-2 раза) и времени на приготовление и обработку (в 2 раза);

-составов разработаных гидрофобных кольматантов для обработки буровых растворов в неустойчивых глинистых породах при использовании которых при бурении более чем в 50-ти глубоких скважинах (ПГО «Актюбнефтегазгеология») удалось предотвратить осыпания глинистых пород;

-углеводородные растворы и технологии их получения (ПГО «Актюбнефтегазгеология», ПГО «Уралькснефтегазгеология», ПГО «ЮжКазгеология»). Обеспечено снижение расхода материалов и времени на приготовление и регулирование свойств и повышение технико-экономических показателей бурения;

-рецептур утяжеленных растворов с плотностью 2500 кг/м³ и более для бурения глубоких геологоразведочных скважин в сложных горно-геологических условиях с АВПД.

Внедрение дезинтеграторной технологии на скважинах ПГО «Актюбнефтегазгеология» позволило сэкономить более 1500 т глинопорошка, 4500 т барита, 75 т КМЦ и крахмала, 800 т технической соли, сократить время на 2200 ч, что в денежном выражении по ценам мая 2007г. составило более 40,7 млн руб.

Исходный материал и личный вклад. В основу диссертационной работы положены результаты теоретических, экспериментальных и производственных исследований, начатых в 1985 г. и выполненных при непосредственном участии автора в лаборатории специальных буровых растворов Актюбинского отделения Казахского научно-исследовательского геолого-разведочного нефтяного института, Уральской партии №6 Атырауской опытно-методической экспедиции, ООО “ХимПАНГА”, ООО “ВНИИГАЗ”. Личное участие автора состоит в постановке и выполнении теоретических и экспериментальных исследований по разработке и управлению свойствами буровых растворов с различной дисперсионной средой, получению составов гидрофобных кольматантов, утяжеленных растворов плотностью более 2500 кг/м³, защищенных авторскими свидетельствами и патентами, а также внедрения результатов работы в промышленных условиях.

Апробация работы. Основные материалы диссертации докладывались на: Всесоюзной конференции молодых ученых и специалистов ( Шевченко, 1987); Всесоюзной школе-семинаре “Эффективность применения полимерных растворов при бурении и закачивании глубоких разведочных скважин на нефть и газ” ( Тюмень, 1989 ); Всесоюзной научно-практической конференции “Аномально высокие пластовые давления и нефтегазоносность недр” ( Ленинград, 1990 ); Казахстанско-американской конференции по развитию нефтяной и газовой промышленности ( Алматы, 1992 ); Международной конференции: ПХГ “Надежность и эффективность” (ВНИИГАЗ, Москва, 2006 ); “ХI Международная конференция по водорастворимым эфирам целлюлозы (Владимир, 2007); отраслевой конференции “Современное состояние и пути совершенствования технологии эксплуатации и ремонта скважин на месторождениях ОАО “ГАЗПРОМ” ( Астрахань, 2007). Работа в полном объеме докладывалась на заседании кафедры бурение нефтяных и газовых скважин Уфимского государственного нефтяного технического университета ( Уфа, 2008 ), на заседании секции «Строительство, эксплуатация скважин и промысловая подготовка углеводородов» Ученого совета ООО «ВНИИГАЗ» (п. Развилка, 2008 ) и на заседании кафедры технологии и техники бурения скважин Санкт-Петербургского государственного горного института им. Г.В. Плеханова ( Санкт-Петербург, 2008 ).

Публикации. Основные положения работы опубликованы в 46 научных работах, в том числе в 7 авторских свидетельствах и патентах, 12 работ опубликованы в журналах, входящих в «Перечень...», утвержденный ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объем. Диссертация состоит из введения, пяти разделов, выводов и рекомендаций, списка использованных источников ( 144 наименования ), приложения и содержит 315 стр., 52 рис., 58 табл. В приложении приведен акт, подтверждающий объем и эффективность промышленного использования разработок.

Автор выражает глубокую признательность своим первым учителям: горному инженеру В.П. Андрееву и канд. техн. наук У.С. Карабалину; д-ру техн. наук, проф. Я.М. Курбанову, д-ру техн. наук З.З. Шарафутдинову, а также всем коллегам из ООО «ВНИИГАЗ», Актюбинского отделения КазНИГРИ, КазНИГРИ, ПГО «Актюбнефтегазгеология», «Уральскнефтегазгеология», ПО «Актюбнефть» за оказанную помощь при выполнении работы и проведении промысловых испытаний.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, ее цель, задачи исследований, представлена научная новизна и основные защищаемые положения, показана практическая ценность результатов диссертации и ее реализация в промышленности.

В первой главе приведены сведения о сложных горно-геологических условиях, обусловленных литологией, чередованием надсолевых, солевых и подсолевых отложений, наличием зон АВПД, большими глубинами залегания углеводородного сырья, высокими температурами и т.д.

Строительство глубоких скважин в этих условиях с использованием существующих буровых растворов и технологий управления их свойствами сопряжено со следующими трудностями:

- перерасходом материалов и времени, особенно при использовании минерализованных, высокоминерализованных и углеводородных растворов;

- потерей устойчивости ствола скважины;

- проблемой получения утяжеленных растворов с плотностью 2300 кг/м³ и более и управления их технологическими свойствами.

Совершенствованию технологий получения и создания буровых растворов с различными дисперсионными средами посвящены исследования Агзамова Ф.А., Альхамова И.М., Ангелопуло О.К., Андреева В.П., Бастрикова С.Н., Булатова А.И., Гасумова Р.А., Головко В.Н., Грачева С.И., Закирова Н.Н., Измухамбетова Б.С., Кистера Э.Г., Клещенко И.И., Кошелева В.Н., Кошелева А.Т., Крысина Н.И., ЛапердинаА.Н., Липкеса М.И., Лукманова Р.Р., Мухина Л.К., Николаева Н.И., Оголихина Е.А., Потапова А.Г., Проселкова Ю.М., Резниченко М.Н., Рябченко В.И., Рябоконя А.С., Токунова В.И., Троценко С.М., Федорова К.М., Фролова А.А., Шарафутдинова З.З., Шарипова А.У., Штоль В.Ф., Щица Л.А. и многих других.

В свое время предлагались для приготовления буровых растворов различные конструкции гидравлических и механических диспергаторов (активаторов), что, однако не позволило достичь требуемых результатов по снижению расхода материалов и временных затрат.

Особенностью бурения в мощных солевых отложениях является то, что в процессе углубления увеличения структурно-реологических показателей раствора не наблюдается и для пополнения объема раствора не требуется периодических разбавлений (разжижений). Поэтому пополнение объема раствора в этих условиях производится добавкой свежеприготовленного раствора с аналогичным составом и свойствами. Приготовление свежего высокоминерализованного раствора требует больших затрат времени и материалов. Аналогичная ситуация складывается и при использовании углеводородных растворов. Зачастую буровики в этих условиях допускают ошибку и пополнение объема раствора производят периодическими разбавлениями. Если при этом используемый буровой раствор является утяжеленным, то через определенное число разбавлений наблюдается не только выпадение барита, но и могут иметь место серьезные осложнения из-за отрицательного изменения структурно-реологических показателей и плотности.

Практический опыт показывает, что повышение структурно-реологических показателей раствора в этих условиях - задача не простая, требующая высокой квалификации персонала, больших затрат времени и материалов.

Одним из перспективных направлений управления свойствами буровых растворов является механохимическая активация в дезинтеграторе. Ее преимущества показаны в работах Хинта И.А. и его школы, где в основном рассмотрены процессы измельчения сухих материалов и смесей. Анализ работ по механохимической активации в дезинтеграторе предполагает улучшение показателей составов раствора при одновременном снижении расхода компонентов и времени на приготовление.

Осыпание глинисто-аргиллитовых пород при бурении глубоких скважин в сложных горно-геологических условиях распространено повсеместно. Анализ осыпей терригенных пород показывает, что осложнения данного типа с ростом глубин проявляются часто и наиболее тяжелы в управлении. Решением проблемы сохранения устойчивости глинистых пород занимались Ангелопуло О.К., Агзамов Ф.А., Альсеитов Б.Д., Ахмадиев Р.Г., Байдюк Б.В., Близнюков В.Ю., Быстров М.М., Войтенко В.С., Городнов В.Д., Горшков Л.К., Гноевых Н.И., Зозуля В.П., Зозуля Г.П., Ефимов А.С., Ишбаев Г.Г., Ипполитов В.В., Калинин А.Г., Карабалин У.С., Кереев А.М., Кистер Э.Г., Конесев Е.В., Крылов В.И., Крысин Н.И., Кузнецов В.Г., Кузнецов Ю.С., Кулябин В.А., Курбанов Я.М., Леонов Е.Г., Мавлютов М.Р., Мамаджанов У.Д., Медведский Р.И., Мирзаджанзаде А.Х., Овчинников В.П., Овчинников П.В., Паус К.Ф., Пеньков А.И., Поляков В.Н., Попов А.Н., Сеид-Рза М.К., Семенычев Г.А., Симонянц С.Л., Сулакшин С.С., Тагиров К.М., Умешева И.М., Фаин Г.М., Федорцов В.К., Шарафутдинов З.З. и другие.

Практика глубокого бурения в гидратационноактивных глинистых породах Прикаспийской впадины показала, что для устранения осыпей недостаточно только соответствующего регулирования плотности, показателя фильтрации и солевого состава раствора.

При строительстве скважин на площади Шубаркудук в Прикаспийской впадине для ликвидации осыпаний гидратационноактивных глин впервые было предложено использовать гидрофобный кольматант по рекомендации О.К.Ангелопуло. Значительный вклад в решение проблемы сохранения устойчивости глинистых пород путем использования различных составов гидрофобных кольматантов внесли Ангелопуло О.К., Андреев В.П., Ахмадиев Р.Г., Карабалин У.С.

Несмотря на достигнутые успехи в этом направлении, для широкого практического использования гидрофобных кольматантов необходимо повысить их эффективность. Сдерживающим фактором в разработке эффективных составов гидрофобных кольматантов является то, что механизм реализации гидрофобной кольматации не достаточно изучен. Изучение механизма гидрофобной кольматации позволит разработать эффективные составы кольматантов для сохранения устойчивости глин.

Для предупреждения пластического течения солей и сильно увлажненных глин, нефтегазоводопроявлений в зонах АВПД с коэффициентом аномальности более 2,3 превалирующее значение имеет повышение плотности бурового раствора. На основе известных реагентов и утяжелителей можно получить утяжеленные растворы плотностью 2200-2300 кг/м³ с удовлетворительными технологическими показателями. Дальнейшее повышение плотности приводит, в частности, к неуправляемому изменению реологических показателей из-за чрезмерно высокого содержания в них твердой фазы. Опыт глубокого бурения показывает, что в практической деятельности возникает необходимость в утяжелении буровых растворов до плотности 2500 кг/м³ и более.

Получением утяжеленных растворов высокой плотности занимались в разное время Баранов В.С., Будько А.В., Быстров М.Н., Есеев В.Д., Ибатуллин Р.Р., Катеев Р.И., Кистер Э.Г., Курбанов Я.М., Кутуков С.Е., Мавлютов М.Р., Мискарли А.К., Низова С.А., Нифонтов Ю.А., Рахимов А.К., Рябоконь А.С., Рябченко В.И., Толкачев Г.М., Урманчеев С.Ф., Хафизов А.Р., Фридман И.Д., Челомбиев Б.К. Шатов А.А. и другие.

Анализ состава и свойств утяжеленных растворов показывает, что наиболее перспективно управление их свойствами на основе поэтапного комплексного утяжеления дисперсионной среды электролитами (или продуктами конденсации) и утяжелителем.

Для повышения работоспособности буровых растворов, предотвращения технологических осложнений в процессе бурения с целью повышения эффективности строительства глубоких скважин необходимо разработать новые эффективные составы промывочных агентов, технологий их получения и методы управления их свойствами.

Во второй главе рассмотрены вопросы механохимической активации в высокоскоростных дезинтеграторных аппаратах. Исследования влияния эффектов механохимической активации на буровые растворы проводились на дезинтеграторной установке с максимальным числом оборотов роторов до 18000 об/мин с шестирядными «пальцами-билами».

Буровые растворы на водной основе. В дезинтеграторе буровой раствор подвергается мощным ударам, причем каждый удар меняет направление движения на 180^о, в связи, с чем частицы раствора двигающиеся со скоростью до 240 м/с также меняют направление вектора скорости, что приводит к кавитационным явлениям, разогреву суспензии, интенсификации процессов активирования.

Механохимическая активация воды в дезинтеграторной установке измененяет в водной среде между мономерной и полимерной составляющими воды, уменьшая долю последней и увеличивая долю первой.

Так как энергия мономерной воды всегда больше энергии полимерной, то увеличение мономерной воды повышает энергетическую активность системы. Содержание в воде других компонентов приводит к более эффективным взаимодействиям воды с компонентами раствора.

Структурно-механические и фильтрационные показатели бурового раствора зависят от дисперсности и количества глинистых частиц и соотношения между гидратной, гелевой и мономерной воды. С увеличением доли мономерной воды раствор разжижается и наоборот. Как показывают исследования дезинтеграторная активация имеет место при интенсивности воздействия 9000 об/мин и выше, т.к. при этом наблюдается существенное улучшение структурно-механических показателей раствора (табл.1), что свидетельствует об изменении дисперсности, количества глинистых частиц и доли мономерной воды.

Дезинтеграторная активация свежеприготовленной глинистой суспензии приводит к увеличению количества глинистых частиц, дисперсности и доли мономерной воды, кинетически и химически более активной и обеспечивающей ускорение процессов заполнение гидросиликатной структуры глины, набухание, восстановления донорно-акцепторного взаимодействия воды с гидросиликатной оболочкой, формирование гидратного и гелевого слоев воды.

Таблица 1

Изменение показателей свойств 15 %-ной глинистой суспензии при различных режимах дезинтеграторной обработки

Режим обработки, об/мин	Показатели глинистой суспензии
	Т, с	зпл, , мПа·с	0, Па	СНС, Па
Исходный	16,8	6,0	1,8	0,4
3000	17,2	6,5	2,1	0,4
6000	17,5	7,0	2,4	0,6
9000	20,5	8,5	3,4	1,6
12000	23,0	9,5	4,3	2,9
15000	25,7	10,0	5,4	3,7
18000	29,2	10,5	7,6	6,2

Совокупность всех механических и физико - химических факторов высокоинтенсивного воздействия на глинистые растворы в дезинтеграторе приводит как к количественным, так и к качественным изменениям дисперсной фазы, дисперсионной среды и введенных компонентов. Количество частиц со средним размером 5 мкм резко возрастает с увеличением интенсивности воздействия (рис.1). Наибольший эффект улучшения реологических показателей исходной глинистой суспензии приготовленной (и выдержанной для полного распускания 3 сут) в лопастной мешалке из глинопорошка с коэффициентом коллоидальности к = 0,18 при дезинтеграторной обработке наблюдается в режиме 9000 об/мин и выше ( табл.1).

Рис.1. График зависимости фракционного состава твердой фазы (F%) 20 %- ной глинистой суспензии: 1 - фракционный состав твердой фазы исходного раствора; 2, 3 - фракционный состав после дезинтеграторной активации при 12000 и 18000 об/мин соответственно

Экспериментально установлено, что во время активации доля мономерной воды резко увеличивается, а после активации и восстановления структуры раствора уменьшается по сравнению с первоначальной. Дезинтеграторная активация позволяет путем изменения количества глинистых частиц, дисперсности и доли мономерной воды улучшить структурно-механические и фильтрационные показатели бурового раствора.

Для оценки степени влияния дезинтеграторной обработки на стабилизирующие свойства понизителей фильтрации использовали следующую методику: готовую исходную глинистую суспензию подвергали дезинтеграторной обработке в режиме 18000 об/мин с целью снятия эффекта снижения показателя фильтрации, за счет активации глинистой фазы. После этого в глинистую суспензию вводили понизитель фильтрации и перемешивали на лабораторной мешалке в течение 2 ч, затем через сутки замерялся показатель фильтрации, который принимался за исходный. Подготовленную таким образом химически обработанную глинистую суспензию подвергали обработке в дезинтеграторной установке при различной интенсивности воздействия (рис.2).

Рис.2. Влияние интенсивности воздействия в дезинтеграторе на фильтрацию 15%-ной глинистой суспензии, обработанной полимерами: 1 - 2% крахмальный реагент; 2 - 0,4% КМЦ

Экспериментальным путем установлено, что максимальное снижение показателя фильтрации раствора достигается при режимах обработки: - 10000 - 12000 об/мин для растворов содержащих КМЦ и крахмал; - 14000 - 15000 об/мин для растворов содержащих КССБ и УЩР.

Увеличение высокоинтенсивного воздействия свыше 12000 об/мин в растворах содержащих КМЦ и крахмал, приводит к росту показателя фильтрации за счет деструкции макромолекул полимеров. Наибольший эффект повышения стабилизирующих свойств понизителей фильтрации от высокоинтенсивного механохимического воздействия в дезинтеграторе проявляется, когда обработке подвергается буровой раствор с ранее введенными химическими реагентами. В этом случае получается наибольший прирост снижения показателя фильтрации раствора, чем при раздельном активировании составляющих компонентов системы (рис.3).

Рис.3. Влияние способа активации КМЦ-600 на фильтрацию 15%-ной глинистой суспензии: 1 - без активации; 2 - активация до ввода в глинистую суспензию при режиме 12000 об/мин; 3 - активация в составе раствора при режиме 12000 об/мин

Аналогичные результаты получены при испытании крахмальных реагентов, УЩР и КССБ. Исследования, проводимые на установке DESI-12, показали, что дезинтеграторная технология приготовления буровых растворов на водной основе путем механохимической активации приводит к появлению новых структурно-механических и фильтрационных свойств и сокращению расхода глиноматериалов в 2 раза и понизителей фильтрации в 1,5 раза.

На основании результатов изучения влияния механо-химической активации в дезинтеграторе на глинистые суспензии было принято решение об использовании дезинтеграторной технологии для управления свойствами буровых растворов на водной основе в промысловых условиях при выполнении операций приготовления:

- свежего раствора (первичное приготовление раствора);

- малоглинистых и эмульсионных растворов;

- раствора на базе циркулирующего в скважине, а также регенерация и утяжеление раствора из бросовых материалов.

Буровые растворы на углеводородной основе. Для управления структурно-механическими и фильтрационными показателями углеводородных растворов,также, исследовано влияние дезинтеграторной активации. На примере изучения структурно-механических показателей известково-битумных растворов (ИБР): так для получения раствора по дезинтеграторной технологии с СНС₁=0,5-0,6 Па достаточно 15% извести, против 30% при традиционном способе приготовления. Разработанная технология приготовления позволяет упростить состав ИБР и улучшить параметры раствора (табл.2). Кроме того, механохимическая активация позволяет избавиться от содержания свободной воды, тогда как при обычном способе приготовления этот показатель составляет до 3%. В приведенных составах в 1 м³ содержание ДТ составляет 0,66 м³, а битума 0,2 т, а растворы №3 и№4 утяжелены баритом.

На основании экспериментальных исследований разработаны новые составы углеводородных жидкостей с использованием: растворителя окисленного битума « Повяма »; госсиполовой смолы; продуктов омыления госсиполовой смолы и каустической соды.

Углеводородные растворы на основе реагента “Повяма”, позволяют без подогрева дисперсионной среды производить растворение высокоокисленного битума. Поэтому приготовление данного раствора сводится к растворению высокоокисленного битума в “Повяме” и последующего разбавления раствором остальных компонентов в дизельном топливе.



Таблица 2

Влияние дезинтеграторной обработки на технологические показатели ИБР

Содержание извести в 1 м3 ИБР, т	Способ приготовления	Технологические показатели ИБР
		,кг/мі	Т,с	СНС1/10,Па	Ф,см3	С,кг/м3	содержание воды, %
0,30	обычный	1040	60	0,1/0,6	2,0	30	3
0,15	дезинтеграторный	1010	105	0,6/2,0	0	0	0
0,30	обычный	1300	150	0,2/0,7	1,0	70	3
0,15	дезинтеграторный	1300	150	0,8/2,2	0	0	0

Углеводородные растворы на основе госсиполовой смолы. Госсиполовые растворы по своему составу малокомпонентны и включают дизельное топливо, госсиполовую смолу (ГС), структурообразователь (органофильный бентонит (ОБ) или асбест), сульфонол и утяжелитель. Приготовление госсиполового раствора осуществляется в обычных перемешивающих емкостях без привлечения дополнительного оборудования. Госсиполовая смола обеспечивает углеводородным растворам удовлетворительные реологические и фильтрационные свойства (табл.3).

В качестве структурообразователя вместо органофильного бентонита или асбеста можно использовать продукты омыления госсиполовой смолы и каустической соды. В этом случае в качестве утяжелителя применяется тонкодисперсный известняк ( мел ).

Таблица 3

Технологические показатели госсиполовых растворов

№	Состав раствора	Показатели раствора
		, кг/смі	зпл, мПа·с	ф0,Па	Ф, смі
1	ДТ + 7 % ОБ	900	6	6,4	>40
2	ДТ + 7 % ОБ + 1 % сульфонол. + 5 %, госсиполовая смола	900	15	3	3
3	№ 2 + 150 % барит + 1,5 % сульфонол	1740	52	12	4
4	№ 2 + 150 % барит + 1,5 % сульфонол + 3 % окисленный битум	1740	47	7	0,4
5	ДТ + 4 % ОБ + 1 % сульфонол. + 15 %, госсиполовая смола	900	24	6,4	2
6	ДТ + 1 % асбест + 1 % сульфонол. + 5 %, госсиполовая смола	870	9	2,4	5
7	№ 6 + 3 % окисленный битум	870	10	2,2	1

С увеличением количества каустической соды при содержании госсиполовой смолы 10% и 15% условная вязкость возрастает, а показатель фильтрации снижается (рис.4). Приготовление этих растворов обычным способом требует большого расхода компонентов. Использование дезинтеграторной активации улучшает показатели углеводородных растворов при одновременном снижении расхода материалов. Одним из существенных недостатков гидрофобных эмульсий является снижение показателя электростабильности с увеличением содержания водной фазы. Для получения качественной гидрофобной эмульсии с высоким значением показателя электростабильности необходимо применение высокоэффективного перемешивающего оборудования для гомогенизации системы.

Так, исходный раствор, приготовленный на лопастной лабораторной мешалке при 14000 об/мин, имеет низкое значение показателя электростабильности (U,В) и неудовлетворительные реологические и фильтрационные показатели (табл. 4).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.4. Изменение фильтрации и условной вязкости углеводородного раствора от содержания 1,4 - вязкость и фильтрация, соответственно, при содержании госсиполовой смолы 10%; 2,3 - вязкость и фильтрация, соответственно, при содержании госсиполовой смолы 15%

Применение дезинтеграторной технологии при приготовлении гидрофобной эмульсии позволяет существенно повысить значение показателя электростабильности, причем с увеличением интенсивности воздействия показатель электростабильности возрастает (табл. 4). Таким образом, установлено, что механохимическая активация в дезинтеграторной установке одновременно существенно улучшает реологические и фильтрационные характеристики углеводородных растворов.



Таблица 4

Влияние дезинтеграторной активации на показатели гидрофобных эмульсий

№	Состав раствора	Режим обработки, об/мин	Показатели раствора
			U,В	Ф,см3	пл,мПас	0, Па
1	[(ДТ + 1% ОБ + 5%ГС) - 83 об.% (рассол CaCl2 плотностью 1250 кг/см3) - 17 об.% ]+ 3% эмультал		600	6	4	0,5
		10000	более 2000	2	8	2,4
		15000	более 2000	2	6	1,5
2	[ (ДТ + 1% ОБ + 5%ГС) - 67 об.% (рассол CaCl2 плотностью 1250 кг/см3) - 33 об.%] + 3% эмультал		400	5	18	2,5
		10000	1200	4	17	4,9
		15000	1400	3	14	3,5
3	[ (ДТ + 1% ОБ + 5%ГС) - 50 об.% (рассол CaCl2 плотностью 1250 кг/см3) - 50 об.% ]+ 3% эмультал		50	10	37	5,8
		10000	700	5	35	8,3
		15000	800	4	33	8,3

Для приготовления и регулирования свойств буровых растворов применялся лабораторный дезинтегратор DESI-12 с максимальной скоростью частотой вращения роторов до 18000 об/мин. Изучение свойств буровых растворов проводили стандартными методами с определением: плотности, условной и пластической вязкости, динамического напряжения сдвига, фильтрации и др.

Для оценки устойчивости глинистых пород использовались искусственные образцы бентонитового, нефтеабадского и палыгорскитового глинопорошков и образцы глинистых пород из бурящихся скважин, характеризующихся неустойчивым поведением. Оценка значимости экспериментальных работ проводилась по программе “STATISTICA” для WINDOWS-95.

На основании анализа полученных результатов по механохимической активации буровых растворов с различной дисперсионной средой можно заключить, что дезинтеграторная технология приготовления дисперсных систем является наиболее эффективной и энергоресурсосберегающей по сравнению с существующими.

В третьей главе рассмотрены проблемы и технологические решения для сохранения устойчивости глинистых пород, слагающих стенки скважин. Физико-химическое действие раствора вызвано воздействием дисперсионной среды на проходимые породы. Поведение глинистых пород, прежде всего, обусловлено их гидрофильностью. Физико-химическое влияние фильтрата бурового раствора на свойства глинистых пород рассматривается через действие адсорбционных, капиллярных, диффузионных и осмотических сил. Считается, что все эти силы в зависимости от минералогического состава глин, степени литификации, естественной влажности и т.п. в разной степени выражаются в степени набухания, усадке, размокании, приводящем к их разупрочнению.

Экспериментальные исследования и практические результаты, полученные при строительстве скважин, показывают на правомерность этих представлений. Однако управление глубиной проникновения фильтрата в глинистые породы за счет снижения показателя фильтрации, изменения солевого состава не позволяет в полной мере предотвратить процесс увлажнения и последующее разрушение глины.

Группой ученых (Ангелопуло О.К., Ахмадиев Р.Г., Карабалин У.С.) для сохранения устойчивости глин путем закупорки микро- и макротрещин (пор) на стенках скважины и снижения скорости увлажнения пород было предложено вводить в буровой раствор углеводородные соединения. Опыт использования гидрофобных добавок в гидратационноактивных глинистых отложениях Прикаспийской впадины показал, что их применение не всегда позволяет сохранить ствол скважины устойчивым. Этот факт явился основанием для проведения исследований, с целью изучения механизма гидрофобной кольматации и ее влияние на устойчивость глин.

Проведенными исследованиями установлены механизмы гидрофобной кольматации, реализация которых происходит: механическим путем за счет кольматации (закупорки) и адгезионного закрепления гидрофобными материалами микро- и макротрещин (пор); физико-химическим путем за счет образования соединений включений в структуре гидратированной воды на поверхности глин.

Для достижения эффективной гидрофобной кольматации глинистых пород гидрофобными кольматантами, по первому варианту, необходимо производить целенаправленное регулирование: краевого угла смачивания породы гидрофобным кольматантом в среде бурового раствора (); поверхностного натяжения на границе раздела фаз гидрофобный кольматант - буровой раствор (); адгезионных сил между породой и гидрофобным кольматантом (W_а) и сил когезии гидрофобного кольматанта (W_к); коэффициента растекания К = W_а - W_к и т.д.

В нефти и нефтепродуктах имеются активные компоненты, которые способны гидрофобизировать поверхность глин. Адсорбция активных компонентов нефти на твердой поверхности происходит тем интенсивнее и в большем количестве, чем более она гидрофильна. Поэтому глины лучше адсорбируют ПАВ из нефти, например чем пески. Гидрофобизация, связанная с химической фиксацией активных компонентов нефти на твердой поверхности, возможна только при непосредственном соприкосновении нефти с ней и невозможна при наличии прослойки воды. Характерным для гидрофобной поверхности и прилипшей капли нефти на ней является увеличение силы адгезии, коэффициента растекаемости и краевого угла смачивания при увеличении вязкостных свойств нефтей. Поэтому, для реализации гидрофобной кольматации с адгезионным закреплением, наиболее предпочтительнее те реагенты ПАВ, которые способствуют большим значениям сил адгезии и минимальным значениям по абсолютной величине коэффициентам растекаемости.

Механическая кольматация (закупорка) и адгезионное закрепление гидрофобными материалами микро- и макротрещин (пор) реализуется путем прилипания капель нефти к твердой поверхности в водной среде раствора (рис.5).

Рис. 5. Схематическое изображение реализации гидрофобной кольматации по первому варианту

Этому могут способствовать добавки нефтерастворимых и некоторых водорастворимых ПАВ. ПАВ способны, химически адсорбируясь на поверхности пород, образовывать новую более гидрофобную поверхность, увеличивая вероятность прилипания многих других капель нефти, затем их капиллярной фильтрации в водонасыщенную породу, затрудняяя тем самым капиллярную фильтрацию воды в “гидрофобизированные” породы.

Исследованиями установлено, что лучшие результаты дают применение катионоактивных ПАВ(карбозолин О, карбозолин С, катапин А и др.) и анионоактивный сульфонол. В скважиных условиях, когда раствор находится под давлением, процесс гидрофобной кольматации происходит более эффективно. Кроме того, на твердой поверхности за счет адсорбции таких ПАВ в нефти, как смолы, асфальтены, парафины и др., могут образовываться коллоидизированные слои с развитой пространственной структурой, приводящие к увеличению в этих слоях структурной вязкости и упругих свойств, вследствие чего наблюдается затухание фильтрации бурового раствора.

Такие структурированные слои, прилипающие к твердым поверхностям, могут создавать весьма прочный гидрофобный экран, способный выдержать термобарические условия в скважине и препятствующий дальнейшему активному капиллярному увлажнению проходимых глинистых пород.

Гидрофобная кольматация, по второму варианту, осуществляется путем образования соединений включения (клатратов) в структуре гидратированной воды на поверхности глин.

Взаимодействие глинистых пород с буровым раствором (водой) начинается впитыванием мономерной воды через гидратированную воду.

Схематически ячейка гидратированной воды на поверхности глины и эмульгированное масло в растворе изображены на рис. 6 (вид по нормали поверхности глин). Через каждую ячейку гидратированной воды имеет место поступление молекул мономеров воды, приводящее в конечном счете к увлажнению и снижению устойчивости глин.

Рис. 6. Схематическое изображение образования клатратов при комплементарности и предорганизованности хозяина к гостю

Так как у гидратированной воды реализованы электростатические и химические связи, то каждая такая ячейка оказывается изнутри гидрофобной. В водной среде из-за высокой полярности в присутствии аполярного масла имеет место выталкивание частиц масла в ячейки гидратированной воды через водородные связи или диполь-дипольные взаимодействия. По существу, молекулы воды сильно притягиваются друг к другу, приводя к агломерации других аполярных компонентов системы по мере реализации сильных взаимодействий внутри раствора. Энергетические составляющие (энтальпия и энтропия) приводят к объединению гостя и хозяина с образованием комплекса с меньшим нарушением структуры воды и, следовательно, к приросту энтропии, приводящему к уменьшению общей свободной энергии. Процесс вытеснения водой аполярного масла в ячейки гидратированной воды продолжается до тех пор, пока все ячейки не будут заняты маслом. Если при этом размер ячейки (полости) и молекул масла соответствуют друг другу, т.е. если хозяин комплементарен и предорганизован гостю, то возможно образование прочных соединений включений, способных выдержать термобарические условия в скважине (рис.6). Образование таких соединений включений замедляет или полностью прекращает увлажнение глин. К тому же на поверхности глинистых пород появляются гидрофобные участки масла. В дальнейшем, благодаря этим гидрофобным участкам, поверхность глин может полностью покрыться гидрофобной пленкой (маслом) за счет применения гидрофобных кольматантов в буровых растворах. В солевых растворах обеспечивается плотная упаковка гидратированной структуры воды, поэтому соединения включения в солевых системах будут более прочными, устойчивыми и непроницаемыми для молекул мономеров воды.

Структура гидратированной воды зависит от состава и свойств глины и дисперсионной среды бурового раствора и может принимать различные геометрические формы в виде многоугольников, например, пяти - и шестиугольников, что соответствующим образом влияет на размеры полостей и прочность структуры. Поэтому рассматриваемый механизм будет более эффективно реализован в случае, если состав дисперсионной среды гидрофобного кольматанта представлен различным спектром молекул: от низкомолекулярных линейных парафинов до высокомолекулярных циклических асфальтенов, т.е. на все размерные варианты водных полостей при образовании гидратных структур. При этом процесс поступления мономеров воды в глины значительно замедляется или прекращается вовсе.

Для доказательства реализации гидрофобной кольматации за счет образования соединений включений в структуре гидратированной воды на поверхности глин были проведены специальные исследования, по результатам которых можно судить об образовании клатратов.

Суть этих исследований состоит в том, что образование клатратов приводит к упрочнению структуры гидратированной воды. Если гидратированная вода и углеводородный кольматант формируют на поверхности глин устойчивые клатраты, то процесс сушки образцов глин, изготовленных при совместном и раздельном использовании компонентов должен отличаться.

Обозначим массу неиспарившейся воды в образце при раздельном вводе в определенный момент времени - ?m₁(t), массу неиспарившегося гидрофобного кольматанта при раздельном вводе - ?m₂(t), а суммарную массу неиспарившейся воды и гидрофобного кольматанта при совместном вводе - ?m₃(t).

Экспериментальные результаты показывают, что процесс сушки, начиная с определенного момента времени подчиняется неравенству

?m₃(t)-[?m₁(t)+?m₂(t)]>0,

и имеет тенденцию к возрастанию, переходя затем в стадию стабилизации (рис.7).

Выполнение неравенства доказывает, образование устойчивых клатратов, способных удержатся в образце глины при 105?С. Также неравенство показывает, разность неиспарившихся компонентов в образце глины в процессе сушки с течением времени при совместном (рис.7, кривая 2) и раздельном их использовании (рис.7, кривая 1).

Разность в неравенстве при завершении процесса сушки, показывает оставшуюся массу сформированных клатратов, устойчивых при температуре 105?С.

Эффективность гидрофобной кольматации определяется, прежде всего, компонентным составом гидрофобного кольматанта и бурового раствора. Каждый компонент, входящий в состав гидрофобного кольматанта, выполняет свою функцию и вносит свой вклад на реализацию гидрофобной кольматации стенок скважины, обеспечивающий сохранение устойчивости глинистых пород.

Обоснуем требования к составам гидрофобных кольматантов для эффективной реализации гидрофобной кольматации глин. Состав гидрофобного кольматанта должен содержать: гидрофобизаторы ( анионоактивное или катионоактивное ), масла ( углеводороды от низкомолекулярных линейных парафинов до высокомолекулярных циклических асфальтенов ), эмульгаторы ( ПАВ ) и гидрофобный наполнитель ( кольматант ). Функции эмульгатора и гидрофобизатора обычно выполняет анионоактивное или катионоактивное ПАВ.

Рис.7. Зависимость изменения суммарной массы неиспарившихся веществ в образцах серпуховской глины в процессе сушки при 105єС при раздельном (1) и совместном (2) использовании воды и гидрофобного кольматанта

На основании результатов теоретических и экспериментальных исследований разработан состав гидрофобного кольматанта, в масс. % : сажа 10 - 20, сульфонол 1 - 4, смесь углеводородов (от низкомолекулярных линейных парафинов до высокомолекулярных циклических асфальтенов) - остальное. Смесь углеводородов можно заменить на высокосмолистую нефть. Замена нефтопродуктов на растительные масла в составах гидрофобных кольматантов, с экологических соображений, вполне допустима: при этом гидрофобная кольматация реализуется путем формирования соединений включения в структурированной воде на поверхности глин и достигается сохранение их устойчивости.

В четвертой главе рассмотрены составы и методы получения утяжеленных растворов плотностью более 2500 кг/м³ для ведения буровых и специальных работ в условиях АВПД с коэффициентом аномальности выше 2,3.

Утяжеленные растворы с высокой плотностью представляют собой сложные многокомпонентные полидисперсные системы с очень большим содержанием твердой фазы. Одним из перспективных направлений получения утяжеленных растворов плотностью более 2500 кг/м³ является повышение плотности дисперсионной среды путем применения высокорастворимых солей, что позволяет регулировать содержание твердой фазы. Очевидно, что с увеличением плотности дисперсионной среды уменьшается количество сухого утяжелителя для получения раствора с требуемой плотностью. Разработаны составы утяжеленных растворов плотностью более 2500 кг/м³ ( калиевые и бромнатриевые ), предусматривающие поэтапное увеличение плотности путем ввода высокорастворимых солей и баритового утяжелителя, позволяющие регулировать содержание твердой фазы. В калиевых утяжеленных растворах в качестве калийсодержащих компонентов используются бромид и ацетат калия, позволяющие получать базовые системы (растворы до утяжеления баритом) плотностью 1400 - 1450 кг/м³. Калиевые растворы после утяжеления баритовым концентратом имеют удовлетворительные показатели по вязкости и СНС при плотностях 2500 - 2650 г/м³(табл.5). В качестве стабилизатора эффективен гидролизованный сополимер акрилонитрила с метилакрилатом.

В бромнатриевых растворах в качестве утяжелителя дисперсионной среды используется бромид натрия, позволяющий получать базовые системы плотностью 1450 - 1500 кг/м³. Бромнатриевые растворы после утяжеления баритовым концентратом имеют удовлетворительные значения вязкости и СНС при плотностях 2500 - 2700 кг/м³.(табл. 6).

Таблица 5

Показатели утяжеленных калиевых растворов

№	Состав раствора	Показатели раствора
		,кг/мі	Т,с	СНС1/10, дПа	Ф,смі
1	Вода + 2,8 % глинопорошок + 35 % КВr + 2,1% КМЦ + барит	2500	105	10/26	4,0
2	№1 + барит	2550	132	18/33	4,0
3	Вода + 3% глинопорошок + 45 % КВr + 2,1 % КМЦ + барит	2500	73	9/22	4,0
4	№ 3 + барит	2550	106	13/33	4,0
5	№ 4 + барит	2600	136	18/37	4,0
6	Вода + 3 % глинопорошок + 53 % КВr +2,3 % КМЦ + барит	2600	120	9/29	3,8
7	Вода + 3% глинопорошок + 53 % КВr + 1,2 % КМЦ + 1,1 % ГиСАМ + барит	2650	211	14/29	3,5
8	Вода + 3% глинопорошок + 53% КВr + 1,5% ГиСАМ + барит	2600	108	8/26	2,5

Разработанная технология приготовления утяжеленных растворов на основе высокорастворимых солей реализуется в два этапа: приготовление базовой системы из палыгорскитового глинопорошка с вводом солей и стабилизатора; утяжеление баритовым концентратом и стабилизация.

Разработаны составы утяжеленных растворов с плотностью более 2500 кг/м³ на основе конденсируемого сульфата бария. Конденсируемый сульфат бария имеет плотность 4500 кг/м³ и выполняет одновременно роль структурообразователя и эффективного утяжелителя. Базовые системы с конденсируемым сульфатом бария получают согласно следующим реакциям:

К₂SО₄ + ВаСl₂ > ВаSО₄ + 2КСl;

NаSО₄ + ВаСl₂ > ВаSО₄ + 2NаСl;

МgSО₄ + ВаСl₂ > ВаSO₄ + МgСl₂;

ZnSО₄ + ВаСl₂ > ВаSО₄ + ZnСl₂;

Таблица 6

Показатели утяжеленного бромнатриевого раствора

№	Состав раствора	Показатели раствора
		, кг/мі	Т,с	СНС1/10, дПа	Ф, смі
1	Вода + 2,5% глинопорошок + 50% NaBr + 2,2% КМЦ + барит	2500	68	11/19	5,0
2	Вода + 2,5% глинопорошок + 60% NaBr + 2,2% КМЦ + барит	2550	74	13/28	5,0
3	Вода + 2,5% глинопорошок + 70% NaBr + 2,2% КМЦ + барит	2650	90	20/50	5,0
4	№ 3 + барит	2700	130	31/93	5,0
5	Вода + 2,5% глинопорошок + 77 % NaBr + 1,3% КМЦ + 1,0 % ГиСАМ + барит	2700	100	15/32	4,0
6	Вода + 2,5% глинопорошок + 77 % NaBr + 1,5 % ГиСАМ + барит	2700	124	9/22	2,0

Соблюдение разработанной технологии приготовления позволяет получать базовые системы с различными плотностями при минимальных значениях вязкости и СНС. После получения базовых систем разработанная технология предусматривает утяжеление баритовым концентратом до требуемой плотности. Растворы с конденсируемым сульфатом бария, после утяжеления баритовым концентратом, имеют удовлетворительные значения вязкости и СНС при плотностях 2500 - 2700 кг/м³(табл. 7).



Таблица 7

Показатели утяжеленных растворов с конденсируемым сульфатом бария

№	Состав раствора	Показатели раствора
		,кг/мі	Т,с	СНС1/10,дПа	Ф,смі
Натриевый
1	Вода + 32,8 % Na2SO4 + 48,1 % ВаСl2 + 2,0 % КМЦ + барит	2500	62	70/110	3,0
2	№1 + барит	2600	100	107/141	3,0
Калиевый
3	Вода + 26,9 % К2SО4 + 32,1 % ВаСl2 + 2,0 % КМЦ + барит	2520	92	46/66	3,0
4	№ 3 + барит	2600	128	53/77	3,0
Цинковый
5	Вода + 46,0 % ZnSO4 + 59,4 % BaCl2 + 1,8 % КМЦ + 0,3 % ОЭЦ + барит	2600	78	35/51	4,5
6	Вода + 50,9 % ZnSO4 + 65,8 % BaCl2 + 1,9 % КМЦ + 0,3% ОЭЦ + барит	2650	100	62/76	4,0
7	№ 6 + барит	2700	138	76/93	4,0

Технология приготовления утяжеленных растворов с конденсируемым сульфатом бария предусматривает два этапа: приготовление базовой системы порционным вводом сульфата натрия, калия, магния или цинка и соответствующим количеством хлорида бария в присутствии стабилизатора; утяжеление баритовым концентратом и стабилизация. Термостойкость утяжеленных растворов плотностью более 2500 кг/м³ составляет 125 С.

В пятой главе приведены результаты промышленных испытаний применения дезинтеграторной обработки буровых растворов и использование растворов, содержащих гидрофобные кольматанты для сохранения устойчивости глинистых пород.

Для внедрения в практик...