последовательно отражает постановку и решение наиболее значимых проблем, выдвигаемых практикой бурения. Однако нарушения устойчивости стенок скважины в результате наступления предельного состояния в глинистых и глиносодержащих породах приствольной зоны не преодолены. Особенно остро проблема устойчивости ствола
скважины, сложенного глинами и глинистыми сланцами, ощущается в тех районах, где бурение ведется в сложных горно-геологических условиях.
В комплексе осадочных отложений глинистые породы залегают на различных глубинах и составляют 80 – 82 % всей толщи пород.
По характеру поведения в процессе бурения B.Л. Михеев предлагает разделить эти отложения на 4 группы [1]:
- устойчивые породы;
- набухающие, высокопластичные и легко переходящие в буровой раствор глины;
- хрупкие, осыпающиеся и обваливающиеся глинистые сланцы;
- сильно увлажняющиеся глины с пропластками солей, образующих каверны, осыпи и обвалы.
или к ликвидации скважин.
К основным физико-химическим свойствам глин, определяющим их качество, относятся: пластичность, набухаемость, дисперсность, гидрофильность, обменная адсорбция. Каждое из этих свойств в значительной степени влияет на потерю устойчивости стенок скважины.
Устойчивость глинистых отложений – одна из актуальнейших проблем бурения, особенно сегодня, когда резко возросли объемы наклонного и горизонтального бурения. За последние 20 лет исследователями предложены различные критерии [1, 2, 3], учитывающие особенности напряженного состояния горных пород, в том числе
боковой распор и минимальные горизонтальные напряжения.
Методически такие расчеты на сегодняшний день проработаны достаточно детально [4]. Для корректных геомеханических расчетов необходим большой информационный массив данных, например, характеристики
давлений и векторы трещин при ГРП, профилеметрия, данные электронного микросканирования стенок скважин. Для достоверности прогнозов важны исследования кернов из массивов неустойчивых глин (в том числе для определения их физико-механических свойств). Кроме физико-механических, глинистые породы отличаются разнообразием минералогического состава, связности, минерализации поровой воды; их свойства изменяются в зависимости от глубины залегания, условий формирования и пр.
Обязательным условием устойчивости стенок скважин является ингибирование бурового раствора, которое позволяет стабилизировать приствольную зону, замедлив увлажнение глин и ослабление связей по плоскостям напластования слоистых образований, сократив область пластической деформации и сохранив область упругих деформаций (релаксация напряжений) в нетронутом массиве.
Для оценки требуемого ингибирования используются методы, зависящие от величины гидратации глинистых пород, связанной с осмотическим, капиллярным, диффузионным массопереносом (увлажнением), а также поверхностной гидратацией.
Из широкого класса ингибирующих буровых растворов наибольшее распространение получили калиевые, силикатные, кальциевые, известковые и гипсовые растворы. Но следует отметить, что все ингибирующие
системы обладают целым рядом недостатков:
- высокой материалоемкостью и стоимостью растворов;
- трудностью регулирования реологических и фильтрационных свойств;
- необходимостью соблюдения строгой технологии приготовления растворов;
- трудностью утяжеления; повышенным корко- и пенообразованием.
скважины, которые защищают глины от проникновения в них водной фазы бурового раствора и его фильтрата. В настоящее время основным направлением ингибирования полимерных буровых растворов является их обработка хлоридом калия. Опыт бурения показывает высокую эффективность применения таких систем в набухающих и хорошо диспергирующих глинах и не всегда успешную проводку скважин, в разрезах которых присутствуют аргиллиты, что послужило поводом для дальнейших исследований технологии применения
буровых растворов при бурении неустойчивых глинистых пород различной степени литификации.
Ингибирующая способность бурового раствора это способность системы предупреждать, сдерживать, замедлять, затормаживать, приостанавливать и подавлять деформационные процессы в околоствольном
пространстве скважины за счет физико-химического воздействия на глинистые породы. Высокая ингибирующая способность это наличие максимально инертного по отношению к глинистым породам фильтрата.
Ингибирующие свойства системы раствора позволяют как предупреждать осложнения в неустойчивых глинах ствола скважин, так и подавлять процесс набухания глинистых пород внутри продуктивного пласта [5, 6].
Комбинирование различных ингибиторов позволяет использовать их не только с целью предотвращения набухания, разупрочнения и диспергирования глинистой составляющей, но и для регулирования других
технологических свойств буровых промывочных систем [7, 8].
Общий принцип выбора метода ингибирования глинистой породы должен строиться на анализе самой глинистой породы по:
- минералогическому составу;
- емкости обменного комплекса;
- склонности к гидратации и последующем подборе необходимых воздействий, исходя из требуемого времени устойчивого состояния [9, 10].
При сооружении наклонно-направленных скважин с горизонтальным участком ствола приходится сталкиваться
практически со всеми видами осложнений, наиболее частым из которых являются прихваты. Исторически разделяют прихваты на обусловленные механическим взаимодействием и дифференциальные. Согласно современной терминологии прихваты, обусловленные механическим воздействием, разделяются на две отдельные категории, а именно: прихваты шламом или обвалившейся породой и заклинивание на участках со сложной геометрией ствола. Доля дифференциальных прихватов составляет примерно 80%, а 20% приходится на прихваты, обусловленные механическим взаимодействием и неисправностью оборудования.
Детальное изучение технологии бурения скважин, геологических осложнений и аварий на Ямбургском газоконденсатном месторождения (ЯГКМ) позволяет сделать вывод о том, что применяемый для промывки
скважины буровой раствор не удовлетворяет в полной мере высоким требованиям, необходимым для проходки
вязких глин, особенно в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах. И, как результат, происходит образование на стенках скважины некачественной полимерглинистой корки, обладающей невысокими
антифильтрационными и ингибирующими свойствами, что и является основной причиной возникновения дифференциальных прихватов.
Сотрудниками кафедры «Нефтегазовые техника и технологии» Южно-Российского Государственного политехнического университета (Новочеркасского политехнического института) имени М.И. Платова предложен
комплексный по свойствам, многокомпонентный, высокомолекулярный ингибирующий раствор, обладающий высокими смазывающими, крепящими, антифильтрационными и антиприхватными свойствами с качественными реологическими параметрами. Буровой раствор предназначен для бурения на суше, море и шельфе нефтегазовых наклонно-направленных и горизонтальных скважин, представленных мощными отложениями высоковязких глин, склонных к набуханию и разупрочнению, в том числе с изменением целостности ствола
скважины [11, 12, 13].
Поставленная задача решается за счет того, что буровой раствор для промывки скважин, включающий полианионную целлюлозу, хлористый калий, барит, бишофит, феррохромлигносульфонат, метилсиликонат калия, ацетат калия, пеногаситель, воду, дополнительно содержит мраморную крошку, отходы растительного масла, ГКЖ-11, сульфонол, при следующем соотношении компонентов, мас. %: мраморная крошка – 5 – 10,
полианионная целлюлоза – 2 – 10, сульфонол – 2 – 5, хлористый калий – 2 – 5, метилсиликонаткалия – 1 – 4,
ацетат калия - 1,5 – 4, бишофит – 2 – 5, феррохромлигносульфонат – 1 – 5, ГКЖ-11 – 2 – 5, барит – 0,5 – 5,
пеногаситель – 0,5 – 1, жидкая фаза – остальное, причем жидкая фаза включает отходы растительного масла и воду в соотношении мас. %: 55/45 – 80/20.
Технический результат – улучшение крепящих, смазочных и противоприхватных свойств бурового раствора
на ингибирующей основе при одновременном улучшении коэффициента восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта путем повышения ингибирующей и гидрофобизирующей способности фильтрата раствора и, как результат, – отсутствие образования желобов и дифференциальных прихватов в стволе скважины, повышение устойчивости ствола наклонно-направленных, горизонтальных и субгоризонтальных скважин.
В настоящее время подана заявка на изобретение по составу бурового раствора. Улучшение ингибирующего качества раствора достигается за счет повышения его крепящего действия. В механизме синергетического
эффекта лабораторно подтверждена составляющая доля действия каждого реагента. Достигается это за счет введения в раствор реагентов- ингибиторов набухания глин: хлористый калий (КС1), бишофит (MgCl • 6Н20), ацетат калия (СН3СООК), кремнийорганическая жидкость (ГКЖ-11), феррохромлигносульфонат (ФХЛС),
метилсиликонат калия (CH3Si02K). Сочетание именно этих шести основных реагентов-ингибиторов представляет найденную наиболее синергетически выгодную их комбинацию для бурения скважин в осложненных условиях. Синергизм – хорошо работающий механизм взаимодействия компонентов системы раствора.
Выявлены зависимости пластической вязкости, динамического напряжения сдвига и фильтрации раствора от
концентрации в нем применяемых ингибирующих реагентов: КСl, бишофит, ацетат калия, ГЖК-11, метилсиликонат калия, ФХЛС. В качестве растительных масел могут использоваться отходы, получаемые при изготовлении соевого, подсолнечного, хлопкового, кукурузного, рапсового и других масел. Сульфонол выполняет функцию эмульгатора, который представляет собой синтетическое ПАВ анионактивного типа в виде
порошка, хорошо растворимое в воде, образующее прочную эмульсию. Мраморная крошка является структурообразователем (временным кольматантом). Полианионная целлюлоза (ПАЦ 85/700) служит регулятором фильтрации. В качестве пеногасителя чаще всего используется «Пента-465». Барит как утяжелитель применяется в количестве от 0,5% до 5%.
Предложенный комплексный по свойствам, многокомпонентный, высокомолекулярный ингибирующий раствор,
обладает очень высокими смазывающими, крепящими свойствами, качественной реологической характеристикой, вязкость – 40 с, водоотдача – 0 см3 за 30 мин, коэффициент трения – 0,06 (на приборе КТК‑2),
имеет высокие ингибирующие свойства, нулевую фильтрацию, улучшенные структурно-реологические, антиприхватные и природоохранные свойства. Экспериментально подтверждено, в лабораторных условиях, явление синергетического эффекта при комплексной обработке бурового раствора несколькими реагентами-
ингибиторами.
Предлагаемый буровой раствор готовится непосредственно в полевых условиях, на имеющемся штатном оборудовании. Сначала приготавливается раствор из мраморной крошки и воды, который обрабатывается полианионной целлюлозой. Все остальные компаненты вводятся в растворомешалку с постоянным перемешиванием. Порядок загрузки химреагентов следующий: продукт переработки растительного масла, КС1, ФХЛС, СН3СООК, CH3SiО2K, MgCl • 6Н2О, сульфонол, ГКЖ-11, пеногаситель, барит. Определение реологических характеристик бурового раствора осуществляется по стандартным методикам. Буровой раствор необходимо обрабатывать рекомендуемыми химреагентами после 4-ступенчатой очистки. Для приготовления
раствора применяется диспергатор высокого давления.
Механизм ингибирования заключается в следующем: при введении в буровой раствор ингибирующих добавок
происходит физико-химическое воздействие глины и катиона, который замещает свободные, отрицательно заряженные участки в кристаллической решетке глинистых частиц. При катионном обмене активизируются ранее пассивные участки глин. Адсорбция на глинистых частицах катион ингибирующего реагента повышает их устойчивость к увлажнению, снижает набухание и разупрочнение реакционных (активных) глин.
Дальнейшими исследованиями выявлены зависимости пластической вязкости, динамического напряжения сдвига и фильтрации предлагаемого раствора от концентрации в нем применяемых ингибирующих реагентов: КСl, ацетат калия, метилсиликонат калия, бишофит. Кроме структурно-механических свойств, исследован показатель увлажняющей способности и дана оценка антиприхватным свойствам нового состава. Получены
нелинейные математические модели показателей свойств с помощью компьютерной программы «метод Брандона» в пакете MathCAD2001. Оценена реологическая модель предлагаемого раствора и
установлена совокупность математических моделей раствора с улучшенными структурно-реологическими, фильтрационными и фрикционными свойствами [3, 4].
Для установления модели реологического поведения различных составов рассматриваемого раствора
исследования проводили на 8-скоростном электронном вискозиметре ФАНН OFI (модель 800) при скоростях вращения ротора 3 (гель), 6, 30, 60, 100, 200, 300 и 600 об/мин.
Выполненные измерения позволили определить реологические параметры высокоингибирующего полимерглинистого раствора, построить реограмму в декартовых координатах (рис. 1) и установить модель псевдопластичной жидкости Оствальда-де Ваале.
РИС. 1. Реограмма разработанного комплексного высокоингибирующего бурового раствора с высокой смазывающей способностью
Анализируя графические материалы, можно утверждать, что указанная модель отображает с достаточно высокой достоверностью поведение исследуемого раствора во всем диапазоне скоростей сдвига (во
всех формах циркуляционного пространства скважины) и отражает более точное приближение к реальному буровому раствору.
В нашем случае имеем две прямые, показывающие число участков, на которых жидкость описывается уравнением с одинаковыми параметрами, а точка пересечения прямых определяет границу
участков.
На рисунке 1 видно, что исследуемый раствор может характеризовать степенной закон Оствальда-де Ваале:
с разными параметрами в двух диапазонах скоростей сдвига с границей в точке 72 с-1, что соответствует скорости вращения ротора вискозиметра 42 об/мин. Таким образом, в зависимости от скоростей сдвига поведение предлагаемого раствора можно описать уравнением:
Знание сущности коэффициентов «n» и «К» в степенной модели позволяет управлять свойствами бурового раствора в зависимости от изменений внешних условий. Для псевдопластичного раствора показатель неньютоновского поведения «n» изменяется в пределах от 0 до 1.
Чем меньше «n», тем больше раствор проявляет псевдопластичные свойства, то есть вязкость его уменьшается с повышением скорости сдвига, что влечет за собой выравнивание профиля скоростей в кольцевом пространстве (КП) и улучшение «скважиноочистительных» свойств. Показатель консистенции «К» характеризует вязкость раствора при низких относительных скоростях сдвига. Увеличение «К» должно сопровождаться соответствующим снижением «n». Только в этом случае увеличивается полнота выноса шлама из ствола скважины и снижается вязкость раствора в насадках долота.
Для более точного описания поведения раствора на реограмме в логарифмических координатах через экспериментальные точки проводили прямые таким образом, чтобы минимальное количество прямых проходило через максимальное количество ближайших точек (рис. 2).
РИС. 2. Реограмма комплексного ВБР в логарифмических координатах (температура испытания 80°С)
На рисунке 3 видно, что для кольцевого пространства скважины усредненные реологические показатели нашего раствора по сравнению с аналогичными показателями лигносульфонатного раствора выгодно изменяются в сторону увеличения их пластических свойств (от nк = 0,86 – 0,95 и Кк = 0,41 – 1,07 до nк = 0,34 – 0,44 и Кк = 15 - 16).
РИС. 3. Сравнительная эффективность реологических показателей для разных систем буровых растворов
Увеличение «К» при промывке каждого интервала сопровождается соответствующим снижением «n», что приводит к выравниванию профиля скоростей в кольцевом пространстве (КП) и улучшению «транспортирующих» свойств предлагаемого раствора. Такой реологический профиль раствора в КП снижает закручивающий эффект, уменьшает рециркуляцию твердой фазы, предотвращая дополнительное дробление, и вытесняет ее равномерно вверх по стволу скважины. Механизм образования данного реологического профиля следующий. В центре КП скорость сдвига небольшая и раствор имеет тенденцию к передвижению единой массой. Профиль скорости имеет плоскую форму: чем меньше «n», тем шире площадка такого профиля и тем лучше реологический профиль всего потока.
Выполненные исследования позволили сделать следующие выводы:
1) Предложенное сочетание реагентов позволят раствору успешно предупреждать, приостанавливать и подавлять деформационные процессы в околоствольном пространстве скважины.
2) Реологическая характеристика предлагаемой системы раствора во всех формах циркуляционного пространства при бурении позволяет полностью выносить выбуренный шлам из наклонной и горизонтальной частей ствола скважины и легко удалять его из раствора в системе очистки.
3) Реологические показатели раствора способствуют улучшению состояния ствола скважины и эффективному выполнению гидравлической программы промывки скважины [2, 3, 4].
4) Показано, что предлагаемый раствор обладает улучшенными смазывающими и антиприхватными свойствами при существенных энергосберегающих показателях и достаточном уровне экологической безопасности всех добавок. Получены простые аналитические зависимости реологических свойств раствора, характеризующиеся высокой достоверностью. Эти уравнения могут использоваться при выборе оптимальных свойств бурового раствора для конкретного участка ствола скважины.
Одним из основных условий сохранения устойчивости стенок скважины является обеспечение минимально возможного показателя фильтрации до 1 см3/30 мин. Это условие выполняется с помощью полианионной целлюлозы (ПАЦ 85/700).
Установлено, что основную роль в интенсификации процесса разупрочнения глин играет не исходная влажность, а насыщение фильтратом бурового раствора под действием репрессии на пласт. Поглощение фильтрата бурового раствора происходит не столько под действием перепада давления в системе «скважина-пласт», сколько в результате физико-химического воздействия, развивающегося в самой глинистой породе. Наиболее оптимальными с точки зрения устойчивости стенок скважины являются случаи, когда в системе «скважина-пласт» устанавливается осмотическое равновесие либо осмос направлен из пласта в скважину. Несмотря на то, что в случае действия осмоса из пласта в скважину происходит изменение показателей бурового раствора, гораздо легче управлять ими и поддерживать их в заданных пределах, чем бороться с осложнениями уже после дестабилизации ствола скважины. Следовательно, устойчивость глин будет зависеть от правильно выбранных химреагентов и в первую очередь от ингибирующего раствора. Это и есть первоочередная задача, требующая решения.
Применение предлагаемого раствора позволяет бурить интервалы пород, представленные неустойчивыми, высокопластичными, разупрочняющимися глинами, и сооружать наклонно-направленные и горизонтальные скважины при минимизации возможных прихватов.
Предлагаемые для ингибирования указанные реагенты позволяют осуществлять управляемую коагуляцию, поддерживать показатель pH-среды в требуемых пределах, регулировать структурно-реологические, фильтрационные показатели и оптимальный уровень лиофильности. Технический результат – улучшение крепящих, смазочных и противоприхватных свойств бурового раствора при одновременном улучшении коэффициента восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта путем повышения ингибирующей и гидрофобизирующей способности фильтрата раствора и, как следствие, – отсутствие образования желобов в стволе скважины.
Выполненные лабораторные исследования помогли установить, что применение именно таких ингибиторов набухания глин одновременно в одном растворе позволило добиться синергетического эффекта, т.е. усиления ингибирующей составляющей промывочной жидкости, при этом каждый реагент дополняет друг друга, усиливает крепящие свойства бурового раствора. Кроме того, за счет подбора химреагентов в таком составе происходит вытеснение натриевых катионов из глинистых отложений, натриевая глина переходит в кальциевую, а это способствует снижению гидратации и набухания, уменьшает выпучивание и текучесть, сальникообразование, обвалы и осыпи пород.
Преимущество раствора разработанной рецептуры заключается в том, что в результате взаимодействия его с исследуемыми глинами концентрация ионов К+ возрастает от 800 до 1200 мг/л ионов. Это свидетельствует о том, что осмотический процесс направлен из пласта в скважину при сравнительно невысоком значении изотонического коэффициента: К1ср = 1,31. Наличие в растворе ионов калия и магния способствует значительному росту изотонического коэффициента до 4,7. Таким образом, происходит увеличение количества осмотически активных частиц в растворе вследствие диссоциации электролита. Применение этого раствора позволит успешно сооружать скважины глубиной до 3000 м и более на участках, представленных неустойчивыми, высокопластичными глинистыми отложениями.
В предлагаемом растворе при оптимальном соотношении компонентов происходит синергетическое усиление эффективности ингибирующего, антифильтрационного, смазочного, противоприхватного и противоизносного действия отдельных компонентов, при этом раствор сохраняет свои свойства при температуре до 80°С.
Предложенный буровой раствор на углеводородной основе с высокими ингибирующими, антифильтрационными и смазывающими свойствами имеет параметры: фильтрация раствора – 1 см3/ за 30 минут, липкость корки равна 0, коэффициент трения меньше 0,1, толщина корки меньше 0,5 мм, отношение масло/ вода в % составляет от 55/45 до 80/20, плотность раствора от 1,1 до 1,2 г/см3, условная вязкость по СПВ‑5 – 35 – 40 секунд, пластическая вязкость – 20 – 40 м Па ∙ С, СНС 1/10 минут – 15 – 20/20 – 30 дПа, содержание песка меньше 0,5%, содержание Са++ больше 16 000 мг/л, содержание С1 – больше 30 000 мг/л.
Данный раствор использовался для вскрытия неустойчивых отложений понт-меотического, сарматского комплекса пород, а также сармато-караганских глин Прибрежной группы месторождений, в том числе, и при бурении горизонтальных скважин, а также сармато-караганских глин при зенитном угле ствола скважины, проходящего через эти интервалы, не более 10 град и интенсивностях изменения угла не более 0,05 град/10 м. Предлагаемая система раствора отличается высокой стабильностью, легкостью приготовления, в том числе с применением традиционной эжекторной воронки и перемешивателей.
Физико-механическое регулирование устойчивости глинистых отложений представлено в виде увеличения плотности бурового раствора до 1,22 г/см3 с целью создания дополнительного гидростатического давления, создаваемого столбом жидкости для противодействия поровому и осевому давлениям. Подъем плотности достигается дополнительным увеличением минерализации пластовой воды солями CaCl2 и KCl, что в свою очередь увеличивает степень прямых осмотических явлений.
Значение плотности выбрано исходя из опыта бурения на территории Прибрежной группы месторождений Краснодарского края и с похожими геологическими условиями Тюменской области. Из опыта строительства горизонтальных скважин на Уренгойском ГКМ отмечено, что с целью предупреждения осложнений на месторождении в интервале залегания «шоколадных» глин в конструкции первых горизонтальных скважин предусматривался спуск удлиненной промежуточной колонны, а это значительно снижало технико-экономические показатели бурения. Внедрение (применение) предлагаемого технологически эффективного состава бурового раствора позволило увеличить коммерческую скорость в два раза и получить весомый экономический эффект.
Выбранные величины плотности не противоречат требованиям безопасности к применению буровых растворов.
Эффективная разработка объектов с трудноизвлекаемыми запасами нефти на шельфе – сложнейшая задача. Она может быть решена только при использовании новейших технологий разработки, таких как строительство протяженных горизонтальных (ГС), многозабойных скважин (МЗС) или разветвленных горизонтальных скважин (РГС), в сочетании с использованием забойного оборудования, позволяющего контролировать и регулировать приток флюида из различных интервалов продуктивного пласта. В связи с этим дальнейшая перспектива успешного решения ключевых проблем бурения, как подготовительного этапа для эксплуатации, тесно связана с повышением качества технологических свойств буровых растворов, совершенствования технологии их приготовления и инженерного сопровождения (сервиса).
Выполненные исследования позволили сделать следующие выводы:
-
применение этого раствора позволяет успешно сооружать разведочные скважины на нефть и газ глубиной более 3000 метров с горизонтальным окончанием на участках, представленных неустойчивыми высокопластичными глинами и самодиспергирующимися сланцами;
-
экспериментально подтвержден синергетический эффект действия компонентов раствора – комплекс реагентов работает лучше, чем каждый компонент в отдельности;
-
предлагаемый состав нового раствора обладает высочайшей ингибирующей способностью, способствует замедлению процесса гидратации и набухания глинистых отложений;
-
предложенное сочетание реагентов позволяет раствору успешно предупреждать, приостанавливать и подавлять деформационные процессы в околоствольном пространстве скважины, уменьшать кавернозность;
-
предлагаемый раствор обладает улучшенными реологическими, смазывающими и антиприхватными свойствами при существенных энергосберегающих показателях и достаточном уровне экологической безопасности всех добавок. При этом уменьшается риск дифференциальных прихватов, улучшается реологический профиль скоростей промывочной жидкости в кольцевом пространстве и повышается стабильность системы. Все это способствует эффективному выполнению гидравлической программы промывки скважины.
Литература
1. Михеев В.Л. Технологические свойства буровых растворов. – М.: Недра, 1979.
2. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждений осложнений в бурении. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1984.
3. Рыбальченко Ю.М. Разработка промывочной жидкости для бурения разведочных скважин в осложненных условиях: автореф. дис. … канд. техн. наук. – Москва, 2009.
4. Деминская Н.Г. Разработка технологии сохранения устойчивости литифицированных глин на основе регулируемой кольматации: автореф. дис. … канд. техн. наук. – Ухта, 2008.
5. Кошелев В.Н. Общие принципы ингибирования глинистых пород и заглинизированных пластов Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, № 1 2004 г. – 13 – 15 с.
6. Высокоингибированный буровой раствор МПК С09 К 8/20. Патент РФ на изобретение № 2303047/ А.Я. Третьяк, В.А. Мнацаканов, B.C. Зарецкий, С.А. Шаманов, П.А. Фролов, В.Ф. Чихоткин, Ю.М. Рыбальченко.
7. Третьяк А.Я., Рыбальченко Ю.М Теоретические исследования по управлению буровым раствором в осложненных условиях. Изд-во Вузов Сев.-Кав. регион, технич. науки – 2006. № 7. – С. 56 – 61.
8. Буровой раствор и управление его реологическими свойствами при бурении скважин в осложненных условиях. Бурение и нефть № 7 – 8, 2007, с. 58 – 160 / В.Ф. Чихоткин, А.Я. Третьяк, Ю.М. Рыбальченко, M.Л. Бурда.
9. Буровой раствор МПК С09 К 8/10. Патент РФ на изобретение № 258219 / Третьяк А.Я., Рыбальченко Ю.М., Швец В.В., Лубянова С.И.,Турунтаев Ю.Ю., Борисов К.А.
10. Биополимерный высокоингибирующий буровой раствор для сооружения наклонно-направленных и горизонтальных скважин. Время колтюбинга. – 2011. – № 2 – 3. – С. 66 – 74. Третьяк А.Я., Рыбальченко Ю.М., Бурда М.Л., Онофриенко С.А.
11. Биополимерный раствор для осложненных условий бурения. Oil and Gas journal Russia. – 2011. – № 11. – С. 52 – 57. Третьяк А.А., Рыбальченко Ю.М.
12. Буровые промывочные жидкости: учеб. пособие. печ. / Юж.-Рос. гос. политехн. ун-т (НПИ) им. М.И. Платова. – Новочеркасск: Лик, 2014. – 374 с. Третьяк А.Я., Савенок О.В., Рыбальченко Ю.М.
13. Третьяк А.А., Рыбальченко Ю.М., Лубянова С.И., Турунтаев Ю.Ю., Борисов К.А. Буровой раствор для строительства скважин в сложных условиях. Нефтяное хозяйство № 2, 2016, с. 28 – 31.
Интернет-ресурсы:
14. http://www.studfiles.ru/preview/6224913/page:19/ [1]
15. http://www.slb.ru/library/brochures_technology/burenie/burovye-rastvory-i-ekologicheskieresheniya-m-i-swaco/ [3]
16. http://www.burgaz.ru/common/upload/publication/neftservis.pd [2].
