Научно-практические основы получения буровых растворов и регулирования их технологических свойств механо - химическим воздействием (стр. 3 )

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.

2

1

Рис.7. Зависимость изменения суммарной массы неиспарившихся веществ в образцах серпуховской глины в процессе сушки при 105ºС 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
r, кг/м³	Т, с	СНС1/10, дПа	Ф, см³
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
r, кг/м³	Т, с	СНС1/10, дПа	Ф, см³
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
r, кг/м³	Т, с	СНС1/10, дПа	Ф, см³
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 практику буровых растворов, выявленных в лабораторных условиях положительных эффектов механохимической активации глиноматериалов, химических реагентов и самих буровых растворов была использована передвижная дезинтеграторная установка для приготовления и регулирования свойств буровых растворов.

Использование дезинтеграторной технологии управления свойствами буровых растворов на водной основе осуществлялось при выполнении операций: приготовление свежего раствора (первичное приготовление раствора); приготовление малоглинистых и эмульсионных растворов; приготовление раствора на базе циркулирующего в скважине; приготовление и утяжеление раствора из бросовых материалов (регенерация).

Применение ИБР дезинтеграторного приготовления при бурении скважин №15Урихтау (м.) и №63Жанажол (м.) позволило сократить расход материалов (извести в 2 и битума в 1,5.раза), времени на приготовление и регулирование показателей в процессе углубления (на 508ч). Кроме того, было замечено увеличение механической скорости (на 54%) и проходки на долото (на 65%).

Промышленные испытания госсиполовых растворов осуществлены на скважинах №14 Кумколь (ПГО “Южказгеология”), №26 Карачаганак (ПГО “Уральскнефтегазгеология”), №4 Каратюбе и №2 Копа (ПГО “Актюбнефтегазгеология”). Применение госсиполовых растворов обеспечило выполнение ГКЗ по отбору керна из продуктивных пластов для определения подсчетных параметров; безаварийное бурение с номинальным диаметром ствола скважины и выносом керна по плану; минимальные затраты материалов и времени на регулирование технологических показателей раствора. Использование госсиполовых растворов против известково-битумного раствора позволило упростить технологию приготовления, исключить из состава дефицитные и нетехнологичные материалы – высокоокисленный битум и негашеную известь.

Применением новых составов гидрофобных кольматантов в Прикаспийской впадине более чем в 50-ти глубоких скважинах ПГО «Актюбнефтегазгеология» (скв. № 26 Кокбулак, №69 Каратюбе, №2П Джуса и др.), характеризующихся неустойчивым поведением глин на глубинах от 3000м до 4500м, удалось ликвидировать осложнения и сохранить устойчивость ствола скважин.

Основные выводы и рекомендации

1. В результате анализа технологических осложнений в процессе строительства глубоких скважин выявлено, что причинами многих из них являются неудовлетворительные технологические и физико-химические свойства традиционно применяемых буровых растворов. Изучение существующих представлений о свойствах различных дисперсных систем применительно к геолого - техническим условиям строительства глубоких скважин позволяют разработать составы и технологии получения буровых растворов, повышающие качество строительства скважин.

2. Разработанная технология получения буровых растворов с различной дисперсионной средой, предусматривающая механохимическую активацию в дезинтеграторной установке, позволяет достичь новых качественных показателей структурно-механических и фильтрационных свойств растворов. Установлено, что максимальный эффект улучшения показателей раствора происходит при интенсивности воздействия 10000 – 12000 об/мин.

3. Промышленное использование механохимической активации буровых растворов в дезинтеграторной установке в Прикаспийской впадине показало, что максимальный эффект достигается при приготовлении:

- обычных глинистых растворов;

- малоглинистых и эмульсионных растворов;

- раствора на базе циркулирующего в скважине;

- утяжелении раствора из отработанных буровых растворов (регенерация);

- углеводородных растворов и гидрофобных эмульсий.

4. Дезинтеграторная технология приготовления буровых растворов позволяет сократить расход глиноматериалов и понизителей фильтрации в 2 и в 1,5 раза соответственно. Всего по дезинтеграторной технологии механохимической активации подвергнуто свыше 10000 м3 бурового раствора на водной основе, при котором сэкономлено более: 1500 т глинопорошка, 4500 т баритового концентрата, 75 т понизителей фильтрации (КМЦ, крахмал) 800 т соли технической, 2200 ч времени, что в денежном выражении составляет более 40,7 млн руб.

5. Дезинтеграторная технология приготовления углеводородных буровых растворов позволяет существенно снизить расход материалов и времени на приготовление и регулирование свойств, обеспечивает номинальный диаметр скважины и плановый вынос керна с сохранением естественных характеристик. Установлено, что максимальный эффект улучшения показателей раствора происходит при интенсивности воздействия с частотой 10000 – 12000 об/мин. Разработанные углеводородные растворы на основе госсиполовой смолы и реагента “Повяма” отличающиеся простотой рецептуры и технологией приготовления.

6. На основании изучения представлений супрамолекулярной химии установлена возможность сохранения устойчивости глины путем формирования в ней соединений включения. Это позволяет добиться замедления или полной блокировки проникновения мономеров воды в глины через сообщающиеся ячейки гидратированной воды на поверхности породы и укрепить ее. Для этого буровые растворы должны содержать в своем составе гидрофобные кольматанты.

7.Установлен механизм гидрофобной кольматации глинистых пород, включающий в себя механическое закупоривание гидрофобными материалами микро - и макротрещин (пор), а также физико-химический процесс – образование соединений включения в структуре воды в глине. Для повышения эффективности гидрофобных кольматантов необходимо, чтобы целью стабилизации структуры соединений включения состав дисперсионной среды был представлен полимолекулярным спектром соединений.

8. Разработанные гидрофобные кольматанты способствуют ликвидации осложнений и сохранению устойчивости стволов глубоких скважин в глинистых интервалах, что показало их применения более чем в 50 глубоких скважинах, характеризующихся неустойчивым поведением глин, где удалось ликвидировать осложнения и сохранить устойчивость ствола скважин.

9. Разработанные составы и технологии получения утяжеленных буровых растворов плотностью 2500 – 2700 кг/м³ могут быть успешно применены с целью увеличения плотности растворов посредством:

- ввода высокорастворимых солей и баритового утяжелителя, позволяющего регулировать содержание твердой фазы (калиевый и бромнатриевый);

- конденсирования сульфата бария при взаимодействии составляющих компонентов и ввода баритового утяжелителя.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих работах

1.  Кулиев способ регулирования свойств минерализованных и высокоминерализованных растворов / , , М. М-Р. Гайдаров // Известия вузов, сер. «Нефть и газ», 1991 – №5 – С.24-26.

2.  М-Р. Разработка сверхтяжелых буровых растворов с конденсируемым утяжелителем для сложных условий Прикаспийской впадины / М. М-Р. Гайдаров, , и др. // Нефтяное хозяйство, 1992 – №5 – С.14-16.

3.  М-Р. Разработка и промысловые испытания кольматантов для сохранения устойчивости потенциально неустойчивых пород / М. М-Р. Гайдаров, В. П Андреев, // Нефтяное хозяйство 1994 – №3 – С.30-33.

4.  М-Р Применение известково-битумного раствора дезинтеграторного приготовления / М. М-Р. Гайдаров, , // Нефтяное хозяйство – 1994 - №6 – С.49-51.

М-Р. Устойчивость глин / М. М-Р. Гайдаров, // Нефтяное хозяйство. – 2007 – № 10 – С.136-138. М-Р. Дезинтеграторная технология приготовления буровых растворов и технологических жидкостей / М. М-Р. Гайдаров, // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М.: , 2007. – № 10. – С.29-33. М-Р. Дезинтеграторный способ активации буровых растворов / М. М-Р. Гайдаров, // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М.: , 2007 – № 11 – С.35-39. М-Р. Сохранение устойчивости глинистых пород путем гидрофобной кольматации / М. М-Р. Гайдаров, , // Газовая промышленность. – 2007 – № 11 – С.87-90. М-Р. Облегченные буровые растворы на углеводородной основе с добавкой микросфер /М. М-Р. Гайдаров, , // Газовая промышленность. – 2007.-№ 12. – С.66-68. М-Р. Гидрофобная кольматация глинистых отложений /М. М-Р. Гайдаров, , // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М.: , 2008. – № 4. – С.30-34. М-Р. Применение углеводородных буровых растворов при бурении глубоких скважин /М. М-Р. Гайдаров, // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 4. – С.41-43.

12.  Курбанов технологические жидкости /, М. М-Р. Гайдаров // Известия вузов – сер. «Нефть и газ» – 2008. – № 4. – С.15-21.

13.  М-Р. Разработка и применение безглинистых и малоглинистых растворов в сложных геологических условиях Прикаспийской впадины / М. М-Р. Гайдаров, // Экспресс-информация, сер. «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», ВНИИОЭНГ, М., 1993 – вып.2 – С.24-29.

14.  М-Р. Разработка буровых растворов на основе отходов растительного сырья // Экспресс-информация, сер. «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», ВНИИОЭНГ, М.,1993 – вып.4 – С.8-13.

М-Р. Опыт применения новых буровых растворов в Прикаспийской впадине / М. М-Р. Гайдаров, , и др. // Стр-во нефт. и газ. скважин на суше и на море,1994 – №4-5 – С.24-29. М-Р. Дезинтеграторная технология приготовления буровых растворов и технологических жидкостей / М. М-Р. Гайдаров, , // Международная конференция «ПХГ: Надежность и эффективность» ( Москва, 11-13 октябрь 2006г ): Т 2 – М.: Газпром», 2007 – С.61-73. М-Р. Дезинтеграторная активация растворов, содержащих КМЦ и крахмал / М. М-Р. Гайдаров, , // Материалы ХI Международной научно-технической конференции «Эфиры целлюлозы и крахмала: синтез, свойства, применение». – 2007 – Владимир: – С.184-187. М-Р. Механохимическая активация буровых растворов / М. М-Р. Гайдаров, // Обз. инф. Серия «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» – М.: Газпром», 2007. – 72 с. М-Р. Гидрофобная кольматация глин // Вопросы строительства, эксплуатации и капитального ремонта скважин: Сб. науч. тр. – М.: , 2008. – С.63-78.

20.  М-Р. Безглинистый утяжеленный буровой раствор / М. М-Р. Гайдаров, , // Авт. Св. – № 000 – СО9К 7/02 – 1992.

21.  -Р. Кольматирующий состав для буровых растворов / М. М-Р. Гайдаров, , // Патент РФ № 000 – 1992

22.  -Р. Кольматирующий состав для буровых растворов / М. М-Р. Гайдаров, , // Патент Респ. Казахстан № 000 – 1993

23.  М-Р. Безглинистый буровой раствор / М. М-Р. Гайдаров, , // Патент РФ №2 1996

24.  М-Р. Реагент-стабилизатор буровых растворов и способ его получения / М. М-Р. Гайдаров, , М. А Танкибаев и др. // Патент РФ №2 1996

М-Р. Безглинистый буровой раствор / М. М-Р. Гайдаров, М. А Танкибаев // Патент РФ №2 1996 -Р. Кольматирующий состав для обработки буровых растворов / М. М-Р. Гайдаров, , М. А Танкибаев // Патент РФ №, 1996. Мавлютов раствор на углеводородной основе / , , М. М-Р. Гайдаров и др. // Патент РФ №, 1996. Андреев предупреждения нефтегазопроявлений при бурении скважин в условиях АВПД / , М. М-Р. Гайдаров //Экспресс-информация, сер. «Бурение», ВНИИОЭНГ, – М: – 1987. – вып.2 – С. 5-7.

29. М-Р. Новые рецептуры безглинистых буровых растворов. – // Азербайджанское нефтяное хозяйство.1989. – №11. – С.22-26.