Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка и исследование полимерсолевых растворов для вскрытия ачимовских отложений Уренгойской группы месторождений

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка и исследование полимерсолевых растворов для вскрытия ачимовских отложений Уренгойской группы месторождений"

На правах рукописи

НАГАРЕВ ОЛЕГ ВАЛЕРЬЕВИЧ

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ПОЛИМЕРСОЛЕВЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ АЧИМОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ УРЕНГОЙСКОЙ ГРУППЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2006

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Овчинников Василий Павлович

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, ст. науч. сотр.

Лукманов Рауф Рахимович

Защита состоится 13 апреля 2006 года в 9-00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72, каб. 32.

Автореферат разослан 11 марта 2006 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

- кандидат технических наук Кашкаров Николай Гаврилович

Ведущая организация

- Открытое акционерное общество

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

доктор технических наук, профессор

аООб'А

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Основные запасы углеводородного сырья Уренгойской группы месторождений в основном охватывают нижнесредне-юре кий, верхнеюрский нефтегазоносные комплексы, ачимовскую толщу, не-окомские и апт-альбекие горизонты. Основной прирост запасов и добычи газа, газового конденсата и нефти связывают с отложениями ачимовской тол-

На месторождениях Уренгойской группы строительство скважин является одним из наиболее капиталоемких вложений. Эффективность разработки месторождений напрямую зависит от рентабельности строительства скважин. Производительность скважин главным образом зависит от геолого-петрофизических условий залегания продуктивных горизонтов и фильтраци-онно-емкостных свойств коллекторов. Однако в процессе строительства скважин происходит резкое, и в большинстве случаев безвозвратное, снижение фильтрационно-емкостных свойств коллектора. В результате не достигается потенциально возможный дебит, что приводит к увеличению срока окупаемости и уменьшению конечного коэффициента извлечения углеводородов.

Снижение фильтрационно-емкостных свойств коллектора в основном происходит при первичном вскрытии пласта. Поэтому необходимо применение специальных технологических жидкостей для вскрытия пласта, не ухудшающих естественной проницаемости коллектора. Разработано, внедрено и применяется множество специальных жидкостей, составы которых зависят от условий залегания продуктивных горизонтов. Однако для залежей с аномально высоким пластовым давлением, которым обладают объекты ачимовской толщи месторождений севера Тюменской области, таких жидкостей не разработано.

Изложенное, обусловило постановку цели исследований и задач по ее реализации.

Цель работы. Повышение качества вскрытия ачимовских отложений Уренгойской группы месторождений путем разработки и использования рецептуры промывочной жидкости, не

щи.

РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ БИБЛИОТЕКА I

емкостные свойства прискважинной зоны пластов.

Поставленная цель достигается путем решения следующих задач:

- анализ геолого-технологических условий;

-оценка качества заканчивания скважин, определение связи между технологиями заканчивания скважин и ее производительностью;

- выявление причин, вызывающих снижение фильтрационно-емкостных свойств прискважинной зоны пласта;

- анализ существующих рецептур промывочных жидкостей для вскрытия продуктивных горизонтов;

- теоретическое обоснование типа промывочной жидкости и ее компонентов;

- проведение экспериментальных исследований по изучению процессов загрязнения пород коллектора и определению оптимального сочетания компонентов промывочной жидкости;

- опытно-промысловое апробирование результатов экспериментальных и теоретических исследований.

Научная новизна диссертационной работы

- Разработана методика оценки качества заканчивания скважин, вскрывших ачимовские отложения месторождений Уренгойской группы месторождений, с помощью которой подтверждено, что наибольшее влияние на коллектор оказывают физико-механические свойства промывочных жидкости и их фильтратов;

- теоретически и экспериментально изучены процессы снижения фильтрационно-емкостных свойств прискважинной зоны пласта при воздействии на нее промывочных жидкостей и их фильтратов, дано объяснение механизмов данных явлений;

- разработан состав безглинистого биополимерсолевого бурового раствора для вскрьггия продуктивных отложений, обладающих аномально высоким пластовым давлением.

Практическая ценность. Проведена оценка качества заканчивания скважин Ново-Уренгойского и Восточно-Уренгойского лицензионных участков, вскрывших ачимовские отложения. Разработан состав промывочной

жидкости для вскрытия продуктивных пластов ачимовской толщи, применение которой позволило повысить продуктивность скважин по сравнению с ранее применяемыми технологиями с использованием утяжеленных баритом полимерглинистых растворов.

Результаты выполненных теоретических, экспериментальных и промысловых исследований послужили основой разработки инструкций: технологического регламента, внесений изменений и дополнений в проекты и технологические схемы разработки месторождений.

Апробация работы. Основные результаты, изложенные в диссертационной работе, докладывались на: ежегодных семинарах кафедры «Бурения нефтяных и газовых скважин» Тюменского государственного нефтегазового университета (2002-2006 гг.); второй региональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии нефтегазовому региону» (Тюмень, 2003 г.); Международной научно-технической конференции «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе» (Тюмень, 2003 г.); первой региональной научно-практической конференции молодых специалистов ОАО «ТНК-ВР» (Нижневартовск, 2004 г.); второй региональной научно-практической конференции молодых специалистов ОАО «ТНК-ВР» (Нягань, 2005 г.); второй корпоративной научно-практической конференции молодых специалистов ОАО «ТНК-ВР» (Москва, 2005 г.); Международном технологическом симпозиуме «Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи» (Москва, 2005 г.).

Публикации. Результаты проведенных теоретических и экспериментальных исследований отражены в 14 публикациях, в том числе в 9 статьях, одной монографии и 4 тезисах докладов.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников (160 наименование). Изложена на 165 страницах машинописного текста, содержит 20 таблиц и 32 рисунка.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дана краткая характеристика диссертационной работы, обоснована актуальность проблемы, показаны основные направления и пути

ег решения с учетом геологических условий.

В первом разделе приводится анализ геолого-технических условий вскрытия продуктивных горизонтов ачимовских отложений Уренгойской группы месторождений, разработана методика и проведена оценка качества заканчивай ия скважин, поставлены цель работы и задачи ее реализации.

Ачимовская толхца обособляется в основании нижней подсвиты Сор-тымской свиты (берриас-ранний валанжин) нижнего отдела меловой системы. Ачимовские отложения представлены пачками переслаивания песчано-алевролитовых пластов, разделенных устойчивыми пластами аргиллитов. Песчаники серые и светло-серые, обычно мелкозернистые, иногда известко-е истые. Песчаные пласты не выдержаны по простиранию. К отложениям ачимовской толщи на Восточно-Уренгойском и Ново-Уренгойском лицензионных участках приурочены продуктивные пласты Ач3^ - Ачв. Толщина г чимовских отложений достигает 150 м.

В работе приводится характеристика всех продуктивных горизонтов £ чимовских отложений, залегающих в пределах Восточно-Уренгойского и Ново-Уренгойского лицензионных участков, показаны особенности залегания запасов углеводородов и их физико-химические характеристики.

Характерной особенностью геолого-техничских условий вскрытия объектов ачимовских отложений, является наличие аномально высоких пластовых давлений, требующей применения промывочных жидкостей плотностью 1650-1750 кг/м3.

Вскрытие продуктивного пласта производится на полимер-глинистом растворе обработанном следующими химреагентами: праестол (Poly-Kem-D), ]<МЦ-700 (Tylose), ГКЖ-10, 11; ФХЛС (SERL-THIN), унифлок (Kem-Pas), смазывающая добавка (СКЖ, ОТП), ТПФН, бихромат калия, пеногаситель МАС-200. Буровой раствор утяжеляется баритом.

На разрабатываемых месторождениях было пробурено три скважины с ;убгоризонтальным окончанием. Состав бурового раствора, применяемого при бурении под хвостовик субгоризонтальных скважин, разработан компанией "MI SWACO" и содержит большое число химреагентов в том числе бентонитовый глинопорошок и барит, использование которых приводит к

снижению проницаемости прискважинной зоны.

Многие операции, проводимые в скважинах - потенциальный источник потери продуктивности. Вследствие кольматации пласта при бурении, цементировании, вскрытии пластов перфорацией и ремонте скважин происходят необратимые изменения фильтрационных свойств пласта. Поэтому для значимых оценок и прогнозов продуктивности испытываемых объектов необходимо располагать информацией, во-первых, о фильтрационно-емкостных характеристиках пласта, и, во-вторых, об уровне совершенства его вскрытия.

Наиболее приемлемым для данных целей является использование результатов газогидродинамических исследований (ГДИС). Преимуществом определения фильтрационных свойств по результатам ГДИС является то, что они дают осредненную характеристику по толщине пласта с учетом его неод-нородностей, а форма индикаторных кривых позволяет оценить существование и влияние различных факторов на результаты испытания газовых, газо-конденсатных и газонефтяных скважин.

По результатам интерпретации кривой восстановления давления можно определить параметры удаленной зоны пласта, в которой не сказывается влияние процессов происходящих при строительстве скважин, поэтому имеется возможность выявить, так называемую, потенциальную производительность, под которой понимается производительность идеальной скважины, или скважины с открытым стволом или обсаженной скважины с полноценной перфорацией при неизмененной прискважинной зоной пласта, в которой величина гидропроводности ближней зоны совпадает с гидропро водностью удаленной зоны пласта.

Для оценки качества заканчиваяия газоконденсатных скважин, наиболее целесообразно использовать показатель отношения фактического дебита скважины к расчетному дебиту скважины, определенному по результатам исследования при нестационарных режимах фильтрации. Для того чтобы вычислить потенциальный дебит скважины при определенной депрессии, необходимо найденные по результатам исследований на нестационарных режимах коэффициенты фильтрационных сопротивлений (а и Ь) подставить в уравнение

Р™-Рз=а<3 + Ь<32, (1)

где Рпл - пластовое давление, МПа;

Рз - забойное давление, МПа;

О - дебит газожидкостной смеси, тыс. м3/сут, описывающее стандартную индикаторную линию, не искаженную влиянием различных факторов, и решить его относительно дебита.

Для анализа были отобраны объекты ачимовских отложений вскрытых разведочными и эксплуатационными скважинами Ново-Уренгойского и Восточно-Уренгойского лицензионных участков, давшие притоки газа и газового конденсата, в которых был проведен полный объем газогидродинамических исследований с замерами давлений и дебитов газожидкостной смеси.

В качестве фактических дебитов и депрессий использовались замеры, произведенные на режиме, непосредственно предшествующим закрытию скважины на восстановление давления.

На рисунке 1 представлены средние значения отношения производи-тельностей скважин, распределенные по способам заканчивания и объектам испытания. Из рисунка видно, что среднее значение отношений по всем объектам испытания составило 0,61. Минимальные значения получены в горизонтальных скважинах. Объясняется это тем, что площадь инфильтрации бурового раствора по отношению к толщине продуктивного горизонта значительно больше, чем в вертикальных скважинах, а значит и выше степень поражения пласта. Максимальные значения отношений продуктивностей были отмечены в скважинах, в которых был проведен гидравлический разрыв пласта. Однако улучшений фильтрационно-емкосгных свойств пласта по сравнению с начальными, как этого требует метод интенсификации притока, все равно достигнуто не было.

Следует отметить, что значения отношений производительности в скважинах с открытым забоем или оборудованных нецементируемыми хвостовиками-фильтрами несколько больше, чем в скважинах законченных со спуском и цементированием эксплуатационной колонны, что говорит об ухудшении, хотя и не значительном по сравнению с воздействием промывочной жидкости, фильтрационно-емкосгных свойств прискважинной зоны

пласта в процессе цементирования скважин. Ухудшение проницаемости возрастает с глубиной залегания объектов. Объясняется это повышением, как общей глинистости пород коллектора, так и повышением содержания в цементе смешанослойных образований гидрослюдисто-монтмориллонитового типа.

Колонна Открытый ствол ГРП Субгорнзонтальные Все

Рисунок 1 - Отношения фактических производительностей к потенциальным по способам закашивания скважин и объектам

Полученные результаты послужили основой постановки цели и формулировки задач исследований, изложенных ранее.

Во втором разделе проведен анализ причин, вызывающих ухудшение фильтрационно-емкостных свойств прискважинной зоны пласта; исходя из позиций влияния технологических жидкостей на фильтрационно-емкостные свойства коллектора проведена оценка эффективности рецептур промывочных жидкостей, применяемых для вскрытия продуктивных пластов; предложены теоретические предпосылки создания безглинистых полимерсолевых составов, не вызывающих загрязнения пород коллектора; обоснованы методы и методики исследований.

Основным фактором, влияющим на состояние прискважинной зоны пласта, является физико-химическое воздействие на него бурового раствора при первичном вскрытии.

Основой современных представлений о физико-химическом взаимодействии буровых растворов с разбуриваемыми породами и их влиянии на

призабойную зечу продуктивных пластов, явились, фундаментальные исследования: В.А. Амих.-а, Б.А. Андресона, Д. Амикоса, Г.А. Бабаляна, B.C. Баранова, М. Вильямса, Ex. Гилла, Б.В. Дерягина, М.М. Кусакова, Ф.И. Котя-хова, Э.Г. Кистера, А.Т. Кошелева, Р. Крюгера, М.И. Липкеса, М. Маскета, У.Д. Мамаджанова, А.И. Пенькова, В.Ф. Роджерса, П.А. Ребиндера, С.К. Ферпоссона, Р.И. Шищенко.

Исследования в области снижения отрицательного воздействия буровых растворов на пористую среду проводили: P.A. Абдуллин, Б.А. Андерсон, Р.К. Андресон, У.М. Байков, О.Н. Бадаева, ГЛТ. Бочкарев, В.Ф. Булатов, И.Ю. Быков, Э.Х. Векилов, В.В. Грешишин, A.C. Гуменюк, Т.И. Гусейнов, М.М. Дорош, И.П. Елманов, И.А. Жданов, B.C. Замахаев, Г.С. Кисельман, И.В. Ко-саревич. Н.И. Крысин, В.А. Левшин, В.И. Матицын, В.П. Овчинников, В.И. Рябченко, A.C. Сатаев, И.В. Стрелецкий, Н.И. Фосенко, А.У. Шарипов, В.Ю. Шеметов, В.А. Шишов, L. Astrella, R.C. Churchwell, G.E. Dawes, D.A. Mead, D.B. Grames, A. Hinds, C.B. Powter, C.T. Stillwell, G.A. Webster, P.K. Zimmerman и другие.

Анализ экспериментальных и промысловых материалов однозначно указывает на негативное влияние содержания твердой фазы в промывочных жидкостях. В результате проникновения твердой фазы в поры и, особенно в трещины коллекторов резко уменьшается проницаемость призабойной зоны. В результате фильтрации проводящие каналы заполняются плотной пастообразной глинистой массой, которая на длительный срок закупоривает пути движения углеводородов к скважине.

Проникновение в пласт коллоидных и субколлоидных частиц сопровождается их адсорбцией поверхностью порового пространства коллектора. При наличии в углеводородах асфальтосмолистых веществ они образуют межфазные пленки. Поскольку указанные межфазные пленки и адсорбционные слои уменьшают сечение поровых каналов и практически не растворяются в фильтрующихся углеводородах, проницаемость коллектора резко снижается.

При попадании дисперсионной среды в поровое пространство коллектора происходят различные процессы: химические, физические, сорбцион-

ные, осмотические, капиллярные, адгезионные, электростатические и др.

В настоящее время разработано множество рецептур промывочных жидкостей, предназначенных для вскрытия продуктивных горизонтов. При их разработке учитывался, как правило, один, реже два фактора вызывающих снижение фильтрационно-емкосгных свойств коллектора. В то время как необходимо учитывать по возможности все факторы. Для условий строительства скважин с аномально высоким пластовым давлением в нашей стране вообще не разрабатывалось рецептур промывочных жидкостей. За рубежом для таких условий применяются сверхдорогие растворы соединений цезия и брома.

С точки зрения экономической целесообразности, простоты приготовления и обработки, экологической, промышленной и пожарной безопас-ностей наиболее приемлемыми являются растворы на водной основе. Однако вода отрицательно влияет на фильтрационно-емкостные свойства пород коллекторов, главным образом вследствие набухания и диспергирования глинистых минералов цементирующего вещества горных пород.

В последнее время в нашей стране и за рубежом широко используются растворы различных солей, ограничивающие гидратацию (набухание) глинистых минералов.

Основными адсорбционными центрами в слоистых структурах являются межслоевые и поверхностные обменноспособные катионы. С увеличением числа молекул воды, входящих в координационную сферу катиона, его взаимодействие со слоями ослабляется, так как энергия связи распределяется на большее число участников. Это явление лежит в основе набухания слоистых кристаллов при сорбции ими воды.

Энергия взаимодействия катионов со слоями растет с увеличением плотности заряда слоя. Следовательно, плотность расположения катионов в межплоскостном пространстве слоистой структуры оказывает влияние на ее набухание.

Детальные исследования Лофтина и Сона показали, что ингибирова-ние набухания и диспергирования может существенно зависеть и от характера аниона. Однако значительным является вклад анионов только в солях

низших карбоновых кислот - формиатов, ацетатов, пропионатов, где их влияние может бьггь значительно выше катионов. Буровые растворы, содержащие такие ингибиторы, могут утяжеляться, мало чувствительны к загрязнениям, стойки при температурах более 200 °С, не ухудшают реологических свойств, практически не корродируют оборудование и экологически безвредны.

Учитывая выше изложенное, в качестве реагентов для создания дисперсионной среды бурового раствора были выбраны водные растворы натриевых, калиевых и кальциевых солей муравьиной и уксусной кислот (фор-миаты и ацетаты).

Для обеспечения выносной способности буровых растворов наиболее перспективным и эффективным является использование полимеров. Показано, что наиболее выгодно использовать полимеры на полисахаридной основе.

Наиболее полно отвечают требованиям технологии строительства скважин в условиях залегания ачимовских отложений Уренгойской группы месторождений оксиэтилцеллюлоза (ОЭЦ) и полисахаридные биополимеры.

Биополимеры обладают одним существенным недостаткам. По своей физико-химической структуре микробные полисахариды склонны к биодеструкции, т. к. основным структурным звеном их макромолекул служит, как правило, но не всегда, - углеводсоставляющая, которая, в свою очередь, является основным питательным компонентом в жизнедеятельности микроорганизмов. Под действием продуктов жизнедеятельности бактерий снижается рН буровых растворов, они «загнивают», что ухудшает их технологические свойства. Этот недостаток устраняется при использовании в качестве дисперсионной среды растворов солей уксусной кислоты, которые являются бактерицидами и обладают консервирующим действием.

Плотность растворов предложенных солей может максимально составить 1400 кг/м3, в то время как геологические условия строительства скважин требуют применения растворов плотностью до 1750 кг/м3. Таким образом для достижения необходимой плотности в состав промывочной жидкости требуется вводить утяжеляющую добавку.

Карбонат кальция наиболее эффективен в качестве утяжелителя, глав-

ным образом, потому что фильтрационная корка, которая образуется на стенках скважины в интервале продуктивного пласта, удаляется при обработке соляной кислотой. Кроме того, растворы, содержащие во взвешенном состоянии отсортированные частицы мрамора или известняка, являются эффективным средством для борьбы с поглощениями.

Ингибирующие свойства реагентов по отношению к глинистым породам оценивались по методике Жигача-Ярова.

Предложено для оценки эффективности реагентов ингибиторов набухания и диспергирования глинистых минералов использовать параметр инги-бирующей способности:

где К® - коэффициент набухания в воде, д.е.;

КI - коэффициент набухания в растворе реагента, д.е.

Кроме набухания и диспергирования глинистой составляющей цементирующего вещества пород коллектора на фильтрационно-емкостные свойства пород слагающих коллектор в прискважинной зоне пласта также влияют процессы, обусловленные поверхностными явлениями. В связи с этим была проведена оценка поверхностных свойств технологических жидкостей методом капиллярного поднятия. Метод этот довольно прост, не требует сложной аппаратуры и приспособлений и не занимает значительного периода времени на проведение экспериментов. Заключается он в определении высоты поднятия уровня исследуемой жидкости в кварцевом капилляре под действием поверхностных сил.

Учитывая, что поверхностное натяжение а и угол смачивания 9 для одних и тех же жидкостей и капилляров являются величинами постоянными и в совокупности определяют силу капиллярного давления, предлагается оценивать капиллярные свойства исследуемых жидкостей по параметру

(2)

2Со5б'0 = г-р^'Н,

где г - радиус капилляра, м;

р - плотность исследуемой жидкости, кг/м3; § - ускорение свободного падения, 9,81 м/с2;

,3-

Н - высота уровня подъема жидкости в капилляре, м.

Реологические и фильтрационные характеристики растворов измерялись по стандартным методикам. Обработка результатов проводилась с использованием пакетов для ЭВМ Statistica 6.0 и Microsoft Exel 2003.

Третий раздел работы посвящен описанию результатов экспериментальных исследований, на основании которых обосновано оптимальное содержание реагентов в составе промывочной жидкости.

В процессе проведения опытов, в качестве сред набухания использовались растворы формиатов кальция и натрия, ацетатов кальция, калия и натрия различной концентрации, дистиллированная вода. Оценки эффективности ингибирования производилась в сравнении с раствором хлорида калия.

В качестве испытуемого образца глинистых минералов использовалось цементирующее вещество пород коллекторов пласта Ачз^ НовоУренгойского месторождения, которое получено из керна, отобранного в скважине 1-12-02. Результаты исследований представлены в таблице 1.

Из таблицы видно, что наибольшей ингиби-рующей способностью обладают растворы уксуснокислого калия. По степени подавления набухаемость катионы металлов можно расположить в следующий ряд:

Г>Саг+Жа Влияние анионов на способность глинистых минералов к набуханию оказывает не столь однозначное действие как в случае с катионами. При сравнении растворов с низ-

Таблица 1 - Результаты исследований кинетики

набухания цементирующего вещества пласта Ачз^ в различных средах

Раствор Концентрация, % вес. Коэффициенты Ингибирую-щая способность у

К,, д.е. Кг, д.е.

1 2 6 7 8

Дистиллированная вода - 2,27 1,27 0

Формиат натрия 4,76 1,38 0,38 2,33

9,09 1,37 0,36 2,53

16,67 1,33 0.33 2,87

23,08 1,28 0,28 3,54

Ацетат натрия 4,76 1,51 0,51 1,48

9,09 1,4 0,4 2,19

16,67 1,34 0,34 2,78

23,08 1.27 0,27 3,68

Формиат кальция 4,76 1,45 0,45 1,81

9,09 1,42 0,42 2,02

Ацетат кальция 4,76 1,49 0,49 1,61

9,09 1,43 0,43 1,98

16,67 1,38 0,38 2,34

Ацетат калия 4,76 1,26 0,26 3,92

9,09 1,22 0,22 4,75

16,67 1,19 0,19 5,64

23,08 1,16 0,16 7,18

41,18 1.13 0,13 8,67

Хлорид калия 4,76 1,38 0,38 2,37

9,09 1,25 0,25 4,11

16,67 1,23 0,23 4,64

23,08 1,20 0,20 5,38

кой концентрацией можно сделать вывод, что анионы располагаются в следующем ряду, аналогичном ряду катионов:

НСОО*>СН3СОО>СГ.

Однако с повышением концентрации соли до 10 % вес., влияние анионов муравьиной и уксусной кислот уравниваются, при дальнейшем повышении концентрации анион уксусной кислоты начинает оказывать большее влияние на ингибирование глинистых минералов. Таким образом, наиболее перспективной средой, с точки зрения ингибирования глинистых минералов, является раствор ацетата калия.

На рисунке 2 представлены зависимости изменения поверхностного натяжения водных растворов исследуемых солей от концентрации.

Весовая концентрация, %

Рисунок 2 - Зависимости изменения поверхностного натяжения от концентрации растворов Результаты исследований показывают, что рассматриваемые соли

можно разделить на две группы. Группу, повышающих смачивающую способность (неорганические соли и соли муравьиной кислоты), и группу понижающих смачивание (соли карбоновых кислот стоящих в гомологическом ряду выше метана). Причем их влияние на смачивающую способность тем сильнее, чем сильнее ионная активность раствора.

Таким образом, для создания дисперсионной среды с высокой ингиби-рующей способностью целесообразно использовать ацетат калия. Кроме то-

го, ацетат калия обладает хорошей растворимостью в воде и позволяет создавать растворы плотностью до 1415 кг/м3 при температуре 18 °С.

Для выбора реагента струкгрообразователя исследовались ОЭЦ марки сульфацел, 4 марки Tylose и две марки полисахаридных биополимеров -Kem-XD (KEM-TRON, Япония) и Xanthan GUM (SHANDONG FUFENG FERMENTATION Co., Китай). Оценка способности реагента эффективно загущать жидкости осуществлялась по показателю эффективной вязкости при градиенте скорости сдвига 100 с"1, характерной для течения жидкости в кольцевом пространстве. Для этого приготавливали раствор реагента 1 %-ой концентрации в воде и 50 %-ом растворе уксуснокислого калия. Результаты исследований представлены в таблице 2.

ОЭЦ марок Tylose хорошо растворяются в пресной воде и в насыщенном растворе ацетата калия. В последних наблюдается увеличение вязкости. Более вязкие растворы марки Tylose ЕНН и ЕНМ, менее вязкие ЕСН и Е 29651.

Сульфацел растворяется в пресной и минерализованной среде с меньшей скоростью. Так, для растворения необходимо перемешивание в течение 2-3 часов.

Биополимеры хорошо растворимы в воде, растворяются при комнатной температуре в течение 1-2 часов при постоянном перемешивании. В пресной и соленой воде придают растворам высокие реологические параметры. При этом Xanthan GUM, для получения одной и той же вязкости, требует меньшего расхода чем Kem-XD.

Таким образом, результатами проведенных исследований показано, что наиболее эффективными по влиянию на реологические и структурно-механические свойства безглинистых промывочных жидкостей являются биополимеры. Меньшая относительная стоимость Xanthan GUM и большая загущающая способность опреде-

Таблица 2 - Показатели реологических и фильтрационных свойств _ 1 %-ых растворов_

Полимерный реагент Эффективная вязкость Оъф), мПас

На технической воде На 50 % растворе CH3COOK

TYLOSE

ЕНМ 95,0 155,0

EHH 129,0 136,0

ЕСН 35,0 67,0

Е 29651 7,0 23,0

СУЛЬФАЦЕЛ

В-56 11,5 30,0

Биополимеры

KEM-XD 153,1 194,7

Xanthan GUM 222,6 305,4

лил его выбор для применения в качестве реагента структурообразователя. На рисунке 3 представлена зависимость реологических параметров растворов от концентрации реагента. Видно, что с повышением концентрации реагента возрастают динамическое напряжение сдвига (т0), показатель консистенции (К) и понижается степень нелинейности (п).

1

I е я

> & 5

|1 I 11

90 80 70 60 50 40 30 20 10

¡♦то ак Ап <

'К^ у * 2345,1Х2 - 53.395Х +0,5945

0,9733 /

V У'

А4

у = 704834Х2 + 947,39х

Р*2 « 0,9957 _> м

г ■ .I1

- ■ У = 380277Х2- 149,04х + 1

Я2 »0,99

0.45

0.4

0,35 '

0,3 £ '

!'

0,25

0,2

0,0035 0,0045

0,0055 0.0065 0,0075 0,0085 Концентрация Хапвип вим, пл.

0,0095

Рисунок 3 - Зависимость реологических параметров от концентрации биополимера

Из рисунков 3 и 4 видно, что с увеличением концентрации электролита значения предельного напряжения сдвига и показателя консистенции практически не изменяются. Но при этом увеличивается степень нелинейности, что, очевидно, связано с упрочнением связей между звеньями полимера, препятствующим разворачиванию клубков макромолекул.

При введении в состав жидкости химически инертных частиц утяжелителя реологические параметры дисперсионной среды должны обеспечивать удержание этих частиц во взвешенном состоянии, т.е. препятствовать самопроизвольному осаждению.

При нахождении частицы в покоящейся жидкости, на эту частицу действует сила равная ее весу с учетом архимедовой силы выталкивания. Поэтому для удержания ее во взвешенном состоянии необходимо приложить равное или большее усилие. Это усилие в неподвижной жидкости обеспечивается предельным напряжением сдвига.

♦ то як лп

0.6

Концентрация ацетата калия, д.*.

0,5 0,4 0.3 0.2

0,1

2

«■о

и !

! &

§5 20

;М «

* в

з £

у • 1604, Зх* * И,416х ♦ 0,9662

К1" 0,97 у __ _ — ^ ф «у

14^.

у » 256514Х1 ♦ 3946,9х Я2 ■ 0,99 »

4. <

Ч -^ч.

. - -■; ■ 940631X2 - 5170,Эх + 8,8037

1 «-■--■-- Я" «0,99

0,6 0.7

х

0,6 § X

>х

о, |

04 I

0.3 0,2

0,0028 0,0036 0,0046 0,0056

Концентрация Хап№ап вим, д.*.

0,0066

Рисунок 4 - Зависимость реологических параметров раствора биополимера от концентрации при введении ацетата калия

Величина минимально необходимого значения предельного напряжения сдвига определяется по формуле

(4)

где

<1о - диаметр частицы утяжелителя, м; ру - плотность утяжелителя, кг/м3; рж - плотность жидкости, кг/м3;

С учетом того, что в раствор вводиться уксуснокислый калий, было подобрано количество биополимера необходимое для удержания самой крупной частицы утяжелителя во взвешенном состоянии.

При введении в раствор карбоната кальция, в количестве необходимом для достижения плотности 1700 кг/м3, резко повышается его вязкость, которая не поддается определению на используемых приборах, что связано с гид-рофобизацией поверхности утяжелителя уксуснокислым калием.

После предварительной обработки мраморной крошки 2 %-ым раствором гидрофилизирующей добавки (феррохромлигносульфонат) были достигнуты приемлемые реологические параметры.

Для снижения фильтрационных характеристик предложено также использование ТуЬве Е 29651, т.к. этот реагент эффективно снижает фильтра-тоотдачу и незначительно повышает вязкость раствора.

На следующем этапе проводились исследования по изучению влияния забойной температуры на реологические параметры раствора. При нагревании раствора до 110 °С вязкость раствора уменьшается, оставаясь при этом в пределах допустимых значений, сохраняется седиментационная устойчивость системы. При охлаждении раствора до комнатной температуры параметры восстанавливаются, т.е. необратимых химических и физических процессов при нагревании раствора не происходит.

Таблица 3 - Состав промывочной жидкости для вскрытия продуктивных горизонтов

Реагент Назначение Концентрация, % вес.

Ацетат калия Иигибирование гидратации и диспергирования глинистых минералов, снижение поверхностного натяжения и капиллярного давления, бактерицидная защита, повышение плотности дисперсионной среды. 28

Xanthan Gum Регулирование реологических параметров, обеспечение седиментаци-онной устойчивости 0,1-0,15

Мраморная крошка фракции 0,1-0,2 мм Повышение плотности раствора, кольматация каналов поглощения 40-45

TyloseE 29651 Снижение фильтратоотдачи 0,3-0,5

Вода Основа дисперсионной среды Остальное

В таблице 3 представлена рецептура промывочной жидкости, рекомендуемая для вскрытия ачимовских продуктивных горизонтов месторождений Уренгойской группы.

Влияние промывочных жидкостей на фильтрационные характеристики коллекторов оценивалось коэффициентом восстановления проницаемости по воздуху. Проницаемость до и после воздействия на керны промывочными жидкостями измерялась на приборе Ultra-Perm™ 400 фирмы «Core Laboratories Instruments». Результаты исследований представлены в таблице 4.

В четвертом разделе приводятся результаты опытно-промышленного внедрения разработанной рецептуры безглинистой биополимерсолевого бурового раствора для вскрытия ачимовских отложений месторождений Уренгойской группы, описана технология его приготовления.

Для приготовления безглинистого биополимер-

Таблица 4 - Результаты исследований влияния технологических жидкостей на восстановление проницаемости кернов

Тип раствора Проницаемость керна, мД Восстановление проницаемости, %

До воздействия После воздействия

Полимер глинистый утяжеленный баритом 0,248 0,093 37,59

Безглинистый полимер-солевой утяжеленный карбонатом кальция 0,078 0,072 91,91

То же 0,260 0,250 95,97

То же 0,198 0,195 98,64

нога солевого раствора, предназначенного для вскрытия продуктивных пластов ачимовских отложений предполагается использование стандартного бурового оборудования: выносного гидроэжекторного смесителя, гидравлического диспергатора, механических и гидравлических перемешивателей, J поршневого насоса, осреднительной емкости и другого оборудования. При- ^ готовление раствора производиться путем обработки водной среды химическими реагентами в следующей последовательности. В перемешивающее устройство заливают необходимый объем технической воды, через выносной * гидроэжекторный смеситель вводится требуемое количество реагентов Хап-than Gum и Tylose Е 29651, раствор перемешивается в течение 60 минут. После полного растворения полимерного реагента, в раствор вводят мраморную крошку, предварительно обработанную феррохромлигносульфонатом. Затем добавляют расчетное количество уксуснокислого калия. Требуемые значения параметров промывочной жидкости представлены в таблице 5.

Изложенные в разделе 3 результаты экспериментальных исследований явились основанием внедрения предлагаемой рецептуры бурового раствора для вскрытия продуктивных горизонтов А45 на скважине 2-25-03 Восточно-Уренгойского месторождения. Продуктивные горизонты представлены переслаиванием песчаников мелкозернистых, алевролитов и глин и залегают на глубине 3600-3700 м.

Вскрытие осуществлялось в условиях обеспечивающих регламентируемую репрессию. Ввиду большой потери мраморной крошки при очистке раствора центрифуга не использовалась вообще, а илоотделитель включался периодически при повышении концентрации мелкодисперсной фракции выбуренных пород.

За время бурения и крепле- ^

ния скважины раствор имел стабильные показатели свойств во * времени. Его фильтрационные и структурно-реологические показатели практически не изменялись при поступлении выбурен-

Таблица 5 - Показатели свойств

промывочной жидкости

Показатель Значение Приборы для измерений

Плотность, иУм* 1650-1750 Ареометр АБР-1, плотномер ВРП-1

Условная вязкость, с 60-90 ВП-5

Статическое напряжение сдвига через 1/10 мин, дПа 20-40/30-50 СНС-2, всн-з

Динамическое напряжение сдвига, дПа 15-40 всн-з, FANN

Показатель фильтрации, см3/30 мин 8-9 ВМ-6, ФЛР-1

Стабильность бурового раствора,% S2 ЦС-2

ной породы и пластовых флюидов.

Расход химических реагентов и материалов не превышал нормы. Скважина была закончена без осложнений процесса бурения. Результаты испытаний показали, что опытная скважина отличается от базовых отсутствием зоны сниженных фильтрационно-емкостных характеристик коллектора.

Результаты опытно-промышленного внедрения показали перспективность использования разработанной рецептуры безглинистой биополимерной промывочной жидкости на основе раствора ацетата калия.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

По результатам проведенных теоретических и экспериментальных исследований сделаны следующие выводы и рекомендации:

1 Высокие значения коэффициента аномальности пластовых давлений обуславливают применение промывочных жидкостей плотностью 1600-1700 кг/м3.

2 Показано, что производительность скважин Ново-Уренгойского и Восточно-Уренгойского лицензионных участков значительно ниже потенциально возможной, вследствие загрязнения коллектора в процессе проведения операций связанных со строительством скважин.

3 Показано, что в условиях залегания ачимовских отложений основными факторами, влияющими на проницаемость прискважинной зоны пласта при вскрытии его бурением, являются кольматация поровых каналов частицами дисперсной фазы, набухание и диспергирование глинистых минералов пород коллектора, изменение водонасыщенности и капиллярное впитывание.

4 Перспективным реагентом для создания дисперсионной среды промывочной жидкости является ацетат калия. Его растворы обладают максимальной ингибирующей способностью по отношению к глинистым минералам, в большей степени снижают капиллярное давление, обладают бактерицидным действием и безвредны для персонала и 01фужающей среды.

5 Д ля вскрытия ачимовских отложений предлагается рецептура промывочной жидкости, состоящая из уксуснокислого калия, ХапЛап Ошп, ТуЬве Е 29651, мраморной крошки обработанной раствором феррохромлигносуль-фоната.

6 Результатами экспериментальных и опытно-промысловых исследований показано, что при применении безглинистых биополимерсолевых промывочных жидкостей на основе полисахаридов и уксуснокислого калия зона кольматации практически полностью восстанавливается.

7 Результаты опытно-промышленного внедрения показали перспективность применения разработанной рецептуры промывочной жидкости для вскрытия продуктивных горизонтов ачимовских отложений Уренгойской i группы месторождений.

8 Экономическая эффективность от внедрения предлагаемой промывочной жидкости заключается в увеличении производительности скважин в 1,5-2 раза и в сокращении сроков освоения скважин на 2-3 недели.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНО В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ:

1 Нагарев О.В. Полимерсолевые растворы для первичного вскрытия продуктивных пластов / О.В. Нагарев, В.П. Овчинников // Новые технологии - нефтегазовому региону: Материалы второй региональной науч.-практ. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых, - Тюмень, 2003. - С. 85-87.

2 Ягафаров А.К. К вопросу применения полимерных буровых растворов / А.К. Ягафаров, О.В. Нагарев, И.И. Клещенко, В.П. Овчинников // Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе: Тр. междунар. науч.-техн. конф.-Тюмень: ТюмГНГУ,2003.-Т. 1.-С. 111-115.

3 Ягафаров А.К. Теоретические и практические аспекты методологии вскрытия продуктивных пластов и интенсификации притоков / А.К. Ягафаров, Н.П. Кузнецов, A.A. Ручкин, О.В. Нагарев, И.А. Кудрявцев, И.И. Кле- « щенко, Ю.А. Савиных // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 12. - С. 32-35.

4 Ягафаров А.К. Обработка результатов гидродинамических исследований непереливающих скважин / А.К. Ягафаров, О.В. Нагарев, Б.А. Ерка, И.А. Кудрявцев, В.К. Федорцов, В.И. Колесов // Нефтяное хозяйство. - 2004. -№ 12.-С. 55-57.

5 Ягафаров А.К. Повторная перфорация нефтяных малодебитных объектов / А.К. Ягафаров, Н.П. Кузнецов, И.А. Кудрявцев, К.А. Ухалов, Б.А. Ер-

ка, O.B. Нагарев, Г.А. Шлейн // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: Тр. седьмой науч.-практ. конф. - Ханты-Мансийск, 2004. - Т. 3. - С. 155-162.

6 Ягафаров А.К. О применении полимеров в качестве структурообра-зователей буровых растворов при вскрытии продуктивных горизонтов / А.К. Ягафаров, О.В. Нагарев, И.И. Клещенко, В.П. Овчинников // Нефтепромысловое дело. - 2004. - № 2. - С. 33-35.

7 Ягафаров А.К. Анализ результатов испытания поисково-разведочных скважин / А.К. Ягафаров, Н.П. Кузнецов, Ю.С. Красневский, A.C. Кундин, Ю.А. Стовбун, Ю.В. Мотовилов, В.К. Федорцов, Х.Н. Музипов, Б.А. Ерка, И.О. Коровина, И.А. Кудрявцев, О.В. Нагарев, К.А. Ухалов. - М.: ВНИИО-ЭНГ, 2003. - 256 с.

8 Ягафаров А.К. Новые технологии повышения нефтеотдачи пластов и продуктивности скважин / А.К. Ягафаров, Н.П. Кузнецов, И.А. Кудрявцев, Б.А. Ерка, О.В. Нагарев, К.А. Ухалов, Б.Б. Квеско, В.К. Федорцов, В.Е. Пешков // Территория Нефтегаз. - 2004. - С. 51-57.

9 Саунин В.И. Заканчиваю« скважин на нефтегазовых месторождениях компании «ТНК-ВР» / В.И. Саунин, A.A. Ручкин, А.К. Ягафаров, A.B. Ка-расев, О.В. Нагарев // Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи: Тр. IV междунар. технологич. симпоз. - М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2005. - С. 371-384.

10 Нагарев О.В. Оценка качества заканчивания скважин на месторождениях Западной Сибири / О.В. Нагарев, А.К. Ягафаров, В.К. Федорцов, В.П. Овчинников // Бурение и нефть. - 2005. - № 9. - С. 22-24.

11 Ягафаров А.К. Прогнозирование потенциальной продуктивности не-переливающих нефтяных скважин / А.К. Ягафаров, Н.П. Кузнецов, И.А. Кудрявцев, Х.Н. Музипов, О.В. Нагарев, B.JI. Недочетов, В.К. Федорцов // Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 12. - С. 53-55.

12 Нагарев О.В. Методики оценки качества заканчивания скважин / О.В. Нагарев, А.К. Ягафаров, В.К. Федорцов, В.П. Овчинников // Известия вузов. Нефть и газ. - 2005. - № 6. - С. 14-21.

13 Нагарев О.В. К выбору технологических жидкостей для вскрытия

24 *-5б 81 56

пластов и капитального ремонта скважин // Проблемы геологии и разработки нефтегазовых месторождений: Сб. науч. тр. ЗАО «Тюменский нефтяной научный центр». - Тюмень, 2006. - С. 287-297. 1

14 Ягафаров А.К. Определение потенциальной продуктивности по данным геофизических исследований скважин / А.К. Ягафаров, И. А. Кудрявцев, Н.П. Кузнецов, О.В. Нагарев, ВЛ. Недочетов, В.К. Федорцов // Проблемы '

геологии и разработки нефтегазовых месторождений: Сб. науч. тр. ЗАО «Тю- 1

менский нефтяной научный центр». - Тюмень, 2006. - С. 297-308. г»

Соискатель О.В. Нагарев

Подписано к печати^ OS 06 Бум. пнсч. №1

ЗаказУч. - изд.

Формат 60x84'/16 Усл. печ. л.У i

Отпечатано на RISO GR 3750 Тираж экз.

_ i ,

Издательство «Нефтегазовый университет» I

Государственного образовательного учрежденн» высшего профессионального образованна "

«Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38

Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, Тюмень, ул. Киевски, 52

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Нагарев, Олег Валерьевич

ВВЕДЕНИЕ.

1 ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН УРЕНГОЙСКОЙ ГРУППЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

1.1 Общие сведения о месторождениях.

1.2 Общие сведения о нефтегазоносности.

1.3 Физико-литологическая характеристика коллекторов ачимовских отложений.

1.4 Геофизические исследования на месторождениях.

1.5 Физико-химическая характеристика газа и конденсата.

1.6 Анализ состояния качества заканчивания скважин на Восточно-Уренгойском и Ново-Уренгойском лицензионных участках.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 1.

2 ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОБОСНОВАНИЯ СОСТАВА ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНОВ. РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ И МЕТОДИК ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРИМЕНТОВ.

2.1 Причины, вызывающие ухудшение естественных фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов.

2.2 Влияние свойств и состава промывочных жидкостей на фильтрационно-емкостные свойства прискважинной зоны пласта и пути решения проблемы качественного вскрытия продуктивных пластов.

2.3 Влияние фильтратов технологических жидкостей на фильтрационные свойства коллекторов.

2.4 Промывочные жидкости, применяемые при вскрытии продуктивных пластов.

2.5 Обоснование выбора дисперсионной среды безглинистого бурового раствора.

2.6 Обоснование выбора утяжелителя и реагентов структурообразователей промывочной жидкости.

2.7 Методы и методики проведения экспериментов.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2.

3 РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

3.1 Результаты исследований по изучению набухания глинистых минералов.

3.2 Результаты исследований по изучению влияния солей на капиллярное давление.

3.3 Результаты изучения влияния реагентов на технологические параметры промывочных жидкостей. Разработка состава промывочной жидкости

3.4 Результаты изучения влияния технологических жидкостей на фильтрационные свойства коллекторов.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3.

4 РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОГО ВНЕДРЕНИЯ.

4.1 Технология приготовления промывочной жидкости на основе ацетата калия.

4.2 Результаты опытно промышленного внедрения промывочной жидкости на основе ацетата калия.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка и исследование полимерсолевых растворов для вскрытия ачимовских отложений Уренгойской группы месторождений"

Актуальность проблемы. Основные запасы углеводородного сырья Уренгойской группы месторождений в основном охватывают нижнесредне-юрский, верхнеюрский нефтегазоносные комплексы, ачимовскую толщу, не-окомские и апт-альбские горизонты. Основной прирост запасов и добычи газа, газового конденсата и нефти связывают с отложениями ачимовской толщи.

На месторождениях Уренгойской группы строительство скважин является наиболее капиталоемким вложением. Эффективность разработки месторождений напрямую зависит от рентабельности строительства скважин. Рентабельность же в свою очередь зависит от стоимости строительства и производительности скважин. Снижение стоимости строительства скважин в ближайшие годы ожидать не приходится, наоборот наблюдается тенденция к ее увеличению в связи с повышающимися требованиями промышленной безопасности, охраны окружающей среды, надежности скважин как инженерных сооружений и т.д. Производительность скважин главным образом зависит от геолого-петрофизических условий залегания продуктивных горизонтов и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов. Однако в процессе строительства скважин происходит резкое, и в большинстве случаев безвозвратное, снижение фильтрационно-емкостных свойств коллектора. В результате не достигается потенциально возможный дебит, что приводит к увеличению срока окупаемости и уменьшению конечного коэффициента извлечения углеводородов.

Снижение фильтрационно-емкостных свойств коллектора в основном происходит при первичном вскрытии пласта, при цементировании эксплуатационной колонны и при перфорации скважины. Если в двух последних случаях существует возможность избежать снижения производительности, то в процессе первичного вскрытия решение поставленной задачи довольно проблематично. Необходимо применение специальных технологических жидкостей для вскрытия пласта, не ухудшающих естественной проницаемости коллектора. Разработано, внедрено и применяется множество специальных жидкостей, составы которых зависят от условий залегания продуктивных горизонтов. Все авторы указывают на негативное влияние дисперсной фазы промывочных жидкостей на проницаемость пласта. В связи с этим, большинство предлагаемых жидкостей не содержат в своем составе твердых частиц. Однако для залежей с аномально высоким пластовым давлением, которым обладают объекты ачимовской толщи месторождений севера Тюменской области, таких жидкостей не разработано.

Изложенное, обусловило постановку цели исследований и задач по ее реализации.

Цель работы. Повышение качества вскрытия ачимовских отложений Уренгойской группы месторождений путем разработки и использования рецептуры промывочной жидкости, не ухудшающей фильтрационно-емкостные свойства прискважинной зоны пластов.

Поставленная цель достигается путем решения следующих задач:

- анализ геолого-технологических условий;

- оценка качества заканчивания скважин, определение связи между технологиями заканчивания скважин и ее производительностью;

- выявление причин, вызывающих снижение фильтрационно-емкостных свойств прискважинной зоны пласта;

- анализ существующих рецептур промывочных жидкостей для вскрытия продуктивных горизонтов;

- теоретическое обоснование типа промывочной жидкости и ее компонентов;

- проведение экспериментальных исследований по изучению процессов загрязнения пород коллектора и определению оптимального сочетания компонентов промывочной жидкости;

- опытно-промысловое апробирование результатов экспериментальных и теоретических исследований.

Научная новизна диссертационной работы

- Разработана методика оценки качества заканчивания скважин, вскрывших ачимовские отложения Уренгойской группы месторождений, с помощью которой подтверждено, что наибольшее влияние на коллектор оказывают физико-механические свойства промывочных жидкости и их фильтратов;

- теоретически и экспериментально изучены процессы снижения фильтрационно-емкостных свойств прискважинной зоны пласта при воздействии на нее промывочных жидкостей и их фильтратов, дано объяснение механизмов данных явлений;

- разработан состав безглинистого биополимерсолевого бурового раствора для вскрытия продуктивных отложений, обладающих аномально высоким пластовым давлением.

Практическая ценность. Проведена оценка качества заканчивания скважин Ново-Уренгойского и Восточно-Уренгойского лицензионных участков, вскрывших ачимовские отложения. Разработан состав промывочной жидкости для вскрытия продуктивных пластов ачимовской толщи, применение которой позволило повысить продуктивность скважин по сравнению с ранее применяемыми технологиями с использованием утяжеленных баритом полимерглинистых растворов.

Результаты выполненных теоретических, экспериментальных и промысловых исследований послужили основой разработки инструкций: технологического регламента, внесений изменений и дополнений в проекты и технологические схемы разработки месторождений.

Апробация работы. Основные результаты, изложенные в диссертационной работе, докладывались на: ежегодных семинарах кафедры «Бурения нефтяных и газовых скважин» Тюменского государственного нефтегазового университета (2002-2006 гг.); второй региональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии нефтегазовому региону» (Тюмень, 2003 г.); Международной научно-технической конференции «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе» (Тюмень, 2003 г.); первой региональной научно-практической конференции молодых специалистов ОАО «ТНК-BP» (Нижневартовск, 2004 г.); второй региональной научно-практической конференции молодых специалистов ОАО «ТНК-BP» (Нягань, 2005 г.); второй корпоративной научно-практической конференции молодых специалистов ОАО «ТНК-BP» (Москва, 2005 г.); Международном технологическом симпозиуме «Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи» (Москва, 2005

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Нагарев, Олег Валерьевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Высокие значения коэффициента аномальности пластовых давлений обуславливают применение промывочных жидкостей плотностью 1600-1700 кг/м .

2 Использование буровых растворов с низкими ингибирующими свойствами и содержащих в своем составе глину и барит в пластах с высокой глинистостью приводит к полной либо частичной блокаде проводящих каналов коллектора.

3 Показано, что производительность скважин Ново-Уренгойского и Восточно-Уренгойского лицензионных участков значительно ниже потенциально возможной, вследствие загрязнения коллектора в процессе проведения операций связанных со строительством скважин.

4 Кроме технологических параметров буровых растворов для вскрытия пластов необходимо регулировать ингибирующую способность по отношению к глинистым минералам и поверхностные свойства. На заключительной стадии разработки состава промывочной жидкости необходимо измерение коэффициента восстановления проницаемости на реальных кернах.

5 Показано, что в условиях залегания ачимовских отложений основными факторами, влияющими на проницаемость прискважинной зоны пласта при вскрытии его бурением, являются кольматация поровых каналов частицами дисперсной фазы, набухание и диспергирование глинистых минералов пород коллектора, изменение водонасыщенности и капиллярное впитывание.

6 Перспективным реагентом для создания дисперсионной среды промывочной жидкости является ацетат калия. Его растворы обладают максимальной ингибирующей способностью по отношению к глинистым минералам, в большей степени снижают капиллярное давление, обладают бактерицидным действием и безвредны для персонала и окружающей среды.

7 Для регулирования реологических параметров разрабатываемой жидкости эффективно применение биополимерного реагента Xanthan Gum.

8 Перед вводом в состав раствора карбоната кальция (мраморной крошки), требуется его обработка гидрофилизирующим реагентом. Для этих целей предложено использовать феррохромлигносульфонат.

9 Для вскрытия ачимовских отложений предлагается рецептура промывочной жидкости, состоящая из уксуснокислого калия, Xanthan Gum, Tylose Е 29651, мраморной крошки обработанной раствором феррохромлигносульфоната.

10 Результатами экспериментальных и опытно-промысловых исследований показано, что при применении безглинистых биополимерсолевых промывочных жидкостей на основе полисахаридов и уксуснокислого калия зона кольматации практически полностью восстанавливается.

11 Результаты опытно-промышленного внедрения показали перспективность применения разработанной рецептуры промывочной жидкости для вскрытия продуктивных горизонтов ачимовских отложений Уренгойской группы месторождений.

12 Экономическая эффективность от внедрения предлагаемой промывочной жидкости заключается в увеличении производительности скважин в 1,5-2 раза и в сокращении сроков освоения скважин на 2-3 недели.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Нагарев, Олег Валерьевич, Тюмень

1. Дополнение к проекту ОПЭ ачимовской толщи НовоУренгойского и Восточно-Уренгойского месторождений: Утв. ТО ЦКР ЯНАО от 9.04.2003. Тюмень: ОАО «Сибирский научно-аналитический центр», 2002.

2. Создание геологических моделей строения неокомских и ачимов-ских залежей углеводородов в пределах Ново-Уренгойского и Восточно-Уренгойского лицензионных участков: Утв. ГКЗ от 15.12.2004. Тюмень: ОАО «Сибирский научно-аналитический центр», 2003.

3. Брехунцов A.M. Тип коллектора в отложениях ачимовской толщи Восточно-Уренгойской поисковой зоны / A.M. Брехунцов, Г.Г. Кучеров, М.Е. Стасюк // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -1998.-№5.-С. 2-6.

4. ОСТ 51-58-79. Конденсаты газовые. Технологическая классификация: Утв. Министерством газовой промышленности М., 1979. - 9 с.

5. Ягафаров А.К. Обработка результатов гидродинамических исследований непереливающих скважин / А.К. Ягафаров, О.В. Нагарев, Б.А. Ерка, И.А. Кудрявцев, В.К. Федорцов, В.И. Колесов // Нефтяное хозяйство. 2004. - № 12.-С. 55-57.

6. Нагарев О.В. Оценка качества заканчивания скважин на месторождениях Западной Сибири / О.В. Нагарев, А.К. Ягафаров, В.К. Федорцов, В.П. Овчинников // Бурение и нефть. 2005. - № 9. - С. 22-24.

7. Ягафаров А.К. Прогнозирование потенциальной продуктивности непереливающих нефтяных скважин / А.К. Ягафаров, Н.П. Кузнецов, И.А. Кудрявцев, Х.Н. Музипов, О.В. Нагарев, B.JT. Недочетов, В.К. Федорцов // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 12. - С. 53-55.

8. Нагарев О.В. Методики оценки качества заканчивания скважин / О.В. Нагарев, А.К. Ягафаров, В.К. Федорцов, В.П. Овчинников // Известия вузов. Нефть и газ. 2005. - № 6. - С. 14-21.

9. Мирзаджанзаде А.Х. Основы технологии добычи газа / А.Х. Мир-заджанзаде, O.JT. Кузнецов, К.С. Басниев, З.С. Алиев. М.: ОАО Изд-во Недра, 2003.-880 с.

10. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / Под ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева. М.: Недра, 1980.-301 с.

11. Гайворонский И.Н. Коллекторы нефти и газа Западной Сибири / И.Н. Гайворонский, Г.Н. Леоненко, B.C. Замахаев. М.: ЗАО «Геоинформ-марк», 2000. - 364 с.

12. Басарыгин Ю.М. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин / Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. - 543 с.

13. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья: Монография. М.: КУбК-а, 1997. - 352 с.

14. Амиян В. А. Повышение качества вскрытия продуктивного пласта / В. А. Амиян, В. В. Амиян. М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - 50 с.

15. Мархасин И. JI. Исследование свойств и структуры граничных слоев // Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение нефтегазовых скважин: Тез. докл. Всесоюз. науч.-техн. конф. Ивано-Франковск: ИФИНГ, 1982.-С. 7-8.

16. Грей Дж. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): пер. с анг. / Дж. Грей, Г. Дарли М.: Недра, 1985. - 509 с.

17. Паус К. Ф. Буровые растворы. Изд. 2-е. М.: Недра, 1973. - 304 с.

18. Ягафаров А.К. К вопросу применения полимерных буровых растворов / А.К. Ягафаров, О.В. Нагарев, И.И. Клещенко, В.П. Овчинников //

19. Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе: Тр. меж-дунар. науч.-техн. конф. Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. - Т. 1.-С. 111-115.

20. Подгорнов В. М. Формирование призабойной зоны с целью повышения продуктивности нефтегазодобывающих скважин: Автореф. дис. . д-ра. техн. наук. М., 1991. - 52 с.

21. Ягафаров А.К. О применении полимеров в качестве структурообразователей буровых растворов при вскрытии продуктивных горизонтов / А.К. Ягафаров, О.В. Нагарев, И.И. Клещенко, В.П. Овчинников // Нефтепромысловое дело. 2004. - № 2. - С. 33-35.

22. Шарипов А.У. Проектирование и регулирование основных показателей бурения глубоких скважин.- М.: ВНИИОЭНГ, 1995. 280 с.

23. Басарыгин Ю.М. Заканчивание скважин. / Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. М., 2000, - 668 с.

24. Ламмус Д.Л. Анализ систем промывки скважин // Инженер-нефтяник. М.: Недра, 1974. - Вып. 2. С. 36-42.

25. Lummus J.L. Analysis of mud hydraulics interactions // Petroleum Engineer. 1974, 11, Vol. 46, - № 2, pp. 60, 62, 64, 67.

26. СТО 03-92-80. Струйная обработка проницаемых пород при бурении скважин. Уфа: БашНИПИнефть, 1980. - 22 с.

27. Анализ качества первичного вскрытия продуктивных пластов по глубине проникновения фильтрата бурового раствора в пласт. Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 1989.- 18 с.

28. Орлов Л.И. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа / Л.И. Орлов, А.В. Ручкин, Н.М. Свихтушин. -М.: Недра, 1975.-212 с.

29. Петраков А. М. Особенности сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта в низкопроницаемых коллекторах // Бурение и нефть. 2003. - С. 52-53.

30. Хавкин А. Я. Гидродинамические основы разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами. М.: МО МАНПО, 2000. - 525 с.

31. Кристиан М. Увеличение продуктивности и приемистости скважин / М. Кристиан, С. Сокол, А. Константинеску. М.: Недра, 1985. - 185 с.

32. Леонидова А.И. Влияние водоотдачи цементных и промывочных растворов на проницаемость песчаников. // Технология и техника бурения скважин. М.: Недра, 1965. - С. 106-113.

33. Сургучев М.Л. Влияние условий вскрытия пластов на продуктивность скважин и нефтеотдачу // Нефтяное хозяйство. 1973. - № 11. - С. 2331.

34. Беляев С.С. Особенности микробиологических процессов в заводняемого нефтяном месторождении Среднего Приобья. / С.С. Беляев, Е.П. Розанова, И.А. Борзенкова // Микробиология. — 1990. Т. 59. - № 6. — С. 10751081.

35. Вавер В.И. Факторы, определяющие содержание сероводорода в продукции скважин и методы борьбы с микробиологической сульфатредук-цией на месторождениях Нижневартовского района // Коррозия и защита. -1993.-№ 19.-С. 5-7.

36. Laboratory investigation of parameters affecting optimization of microbial flooding in carbonate reservoirs / Almehaideb Reyadh, Zekri Abdulrazag // Petrol. Sci and Technol. 2002. - № 3-4. - C. 377-392.

37. Хазипов P.X. Влияние температурных условий продуктивного пласта на особенности формирования биоценоза нефтепромысловой микрофлоры. / Р.Х. Хазипов, Н.Н. Силищев, В.В. Леонов, Н.В. Симоненко, В.И. Новоселов // Нефтяное хозяйство. 1991. - № 7. — С. 37-39.

38. Пат. 2158823 РФ, Е21В43/22. Способ разработки нефтяного месторождения / А.З. Гарейшина, С.М. Ахметшина, Р.С. Хисамов, А.Н. Шакиров, М.А. Жеглов, И.Х. Гараев № 98122152/13; Заявлено 09.12.1998; Опубл. 10.12.2000, бюлл. № 31

39. А.с. 829888 СССР, МКИ3 Е 21 В 43/32. Способ изоляции притока пластовой воды / А.З. Гарейшина, Р.Т. Булгаков, В.И. Козюро, B.C. Споры-шев. № 2767168/22-03; Заявлено 03.04.1979; Опубл. 15.05.81, Бюл. № 18.

40. Хусаинов 3. М. Применение технологии биоцидного воздействия на Алехинском месторождении / З.М. Хусаинов, О.Р. Коробовкин, В.Л. Чирков, Н.Н. Силищев, А.В. Ключарев, Р.Х. Хазипов // Нефтепромысловое дело.- 1999,-№8.-С. 10-16.

41. Козлов А.А. Формирование и размещение нефтяных и газовых залежей. М.: Гостонтехиздат, - 1959.

42. Лушпеева О. А. Основные направления научно-исследовательских работ в области строительства скважин / О.А. Лушпеева, К.Н. Харламов, Г.Б. Проводников // Интервал. 2002. - № 1. - С. 70-73.

43. Лушпеева О.А. Структурированные технологические скважины для заканчивания скважин. / О.А. Лушпеева, И.К. Диниченко // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 8 - С. 84-87.

44. Эрвин М. Разработка бурового раствора с целью минимизации удержания воды в пласт за счет впитывания / М. Эрвин, К. Пирсон, Б. Беньон // Нефтегазовые технологии. 2005. - № 5. - С. 32-37.

45. Bennion D.B. Water and hydrocarbon phase trapping in porous media -Diagnosis, prevention and treatment. / D.B. Bennion, R.F. Bietz, F.B. Thomas // The Petroleum Society of CIM № 95-69, CIM Annual Technical Convention,1995.

46. Bennion D.B. Reductions in the productivity of oil and gas reservoirs due to aqueous phase trapping / D.B. Bennion, R.F. Bietz, F.B. Thomas, D.W. Benion // The Petroleum Society of CIM № 93-24, CIM Annual Technical Convention, 1993.

47. Bennion D.B. Formations damage and horizontal wells A productivity killer / D.B. Bennion, F.B. Thomas, R.F. Bietz // SPE 37138, Horizontal Well Technical Convention, Calgary, 1996.

48. Bennion D.B. Fluid design to minimize invasive damage in horizontal wells / D.B. Bennion, F.B. Thomas, D.W. Benion, R.F. Bietz // The Petroleum Society of CIM № 94-71, CIM Conference on Recent Advances in Horizontal Well Applications, 1994.

49. Gruber N.G. Water block effects in low permeability gas reservoirs. // The Petroleum Society of CIM № 96-92, CIM Annual Technical Convention,1996.

50. Akin S. Imbibition studies on low-permeability porous media / S. Akin, A.R. Kovscek. SPE 54590, Western Regional Meeting, Anchorage, Alaska, 1999.

51. Erwin M.D. Multiwell interference test in the Colville River field / M.D. Erwin, R.S. Redman, L.A. Sanders. Alaska. SPE 77453, SPE Annual Technical Conference, 2002.

52. Сидоровский B.A. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. М.: Недра, 1978. - 200 с.

53. Рахматулин Р.К., Касьянов Н.М. Влияние полимерных растворов на качество вскрытия гранулярных коллекторов / Р.К. Рахматулин, Н.М. Касьянов // Тр. ВНИИБТ. 1984. - Вып. 59. - С. 45-50.

54. Сонич В.П. Исследование петрофизических свойств пород-коллекторов нефтегазовых месторождений Западной Сибири для обоснования параметров продуктивных пластов. Тюмень: СибНИИНП, 1985. - 316 с.

55. Norrish A.F. "Dis Farad Soc", 18, 20, 1954.

56. Тевзаде Н.Р. Совершенствование технологии заканчивания скважин при вскрытии трещинных коллекторов на примере месторождений Грузии: Дис. . канд. техн. наук. — Краснодар: ВНИИКРнефть, 1991. 164 с.

57. Дедусенко Г.Я. Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы / Г.Я. Дедусенко, В.И. Иванников, М.И. Липкес. М.: Недра, 1985. - 160 с.

58. Новые системы буровых растворов на водной основе для ингиби-рования глинистых сланцев // НТИС. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море (зарубежный опыт). М.: ВНИИОЭНГ, 1994. -Вып. 2.-С. 18-25.

59. Андресон Б.А. Полимерные буровые растворы за рубежом / Б.А. Андресон, А.У. Шарипов, К.Л. Минхайров // Обзорная информ. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. - Вып. 5. - 47 с.

60. Булатов А.И. Перспективы заканчивания скважин в СССР / А.И. Булатов, Э.М. Тосунов // Нефтяное хозяйство. 1980. - № 8. - С. 4-17.

61. Рабинович Н.Р. Оценка качества вскрытия пластов и освоения скважин / Н.Р. Рабинович, Н.Т. Смирнова, Н.Р. Тевзаде. М.: ВНИИОЭНГ, 1990.-40 с.

62. Масляков А. П. Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов. М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - 57 с.

63. Яненко В.И. Применение синтетических ПАВ в качестве добавки к буровым растворам при вскрытии продуктивных пластов / В.И. Яненко, А.П. Крезуб, Л.И. Дегтярева. М.: ВНИИОЭНГ, 1987. - 48 с.

64. Скоморовский Н.И. Применение ПАВ для вскрытия нефтяных пластов // Нефтяное хозяйство. 1976. - № 7. - С. 51-52.

65. Пащенко А.А Гидрофобизация / А.А. Пащенко, М.Г. Воронков. -Киев: Наукова думка, 1973. 239 с.

66. Лернер Б.Е. Опыт применения анионоактивных ПАВ для обработки промывочных растворов при вскрытии продуктивных горизонтов на При-аралье / Нефтяная и газовая промышленность. 1981. - Вып. 1. - С. 26-29.

67. Применение нефтяных растворов в бурении и влияние их на результаты геофизических исследований скважин // Обзорная информ. Сер. Бурение (зарубежный опыт). М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - Вып. 12.-43 с.

68. Касьянов Н.М. Вопросы повышения качества вскрытия продуктивных отложений / Н.М. Касьянов. В.Ф. Штормин // Обзорная информ. Сер. Бурение. 1969. - С. 89.

69. Мухин Л.К. Кольматирующая способность растворов на углеводородной основе / Л.К. Мухин, В.Н. Соловьев, В.Н. Табученко // Обзорная информ. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1969. - С. 69-71.

70. Середа Н.Г. Бурение нефтяных и газовых скважин / Н.Г. Середа, Е.М. Соловьев. М.: Недра, 1974. - 454 с.

71. Кошелев В.Н. Экспериментальные исследования ПАВ комплексного действия СНПХ ПКД 515 / В.Н. Кошелев, О.А. Лушпеева, Г.Б. Проводников // Вопросы промывки скважин с горизонтальным участком ствола: Сб. науч. тр. Краснодар: НПО Бурение, 1998. - С. 114-120.

72. Прусова Н. JI. Исследование процесса закупоривания проницаемых пород дисперсной фазой различных буровых растворов и разработка очистительных устройств: Дис. . канд. техн. наук. М., 1988. - 176 с.

73. Гусман A.M. Влияние условий очистки забоя скважины на механическую скорость бурения (по материалам советских и зарубежных исследований) // Сб. науч. тр. ВНИИБТ. 1970. - Вып. 24. - С. 95-116.

74. Литвишко В.Г. Опыт применения слабоструктурированного бурового раствора / В.Г. Литвишко, М.И. Липкес // Обзорная информ. Сер. Бурение. 1975. -№ 8. - С. 14-17.

75. Штурн В.Б. Исследование некоторых вопросов отбора керна коронками керноотборников на каротажном кабеле: Автореф. дис. . канд. техн. наук. Уфа: УНИ, 1975. - 22 с.

76. Практика обработки глинистых растворов в США. М.: Госинти,1958.

77. Пат. 2061731 РФ, С 09 К 7/02. Безглинистый буровой раствор/ Н.И. Крысин, A.M. Нацепинская, P.M. Минаева, Ф.Н. Гребнева, Ю.М. Сухих, Т.Н.Крапивина, Т.И. Соболева. № 94005205/03; Заявлено 26.02.94; Опубл. 10.06.96. Бюл. № 16.

78. Пат. 4255268 США, МКИ3 С 09 К7/00. Буровой раствор с вязкостным агентом. W.R. Yrace Со /Yacob Block/- Заявлено 1978.

79. Крылов В.И. Применение кольматантов в жидкостях для первичного вскрытия продуктивных пластов с целью сохранения их коллекторских свойств // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2005.-№5.-С. 36-41.

80. Рябоконь С.А. Новая технологическая жидкость для заканчивания и ремонта скважин / С.А. Рябоконь, Б.А. Мартынов, А.А. Бояркин, И.Е. Александров, Я.Г. Дударов // Интервал. 2003. - № 12. - С. 62-67.

81. Федосов Р.И. Новые системы безглинистых полимерно-гидрогелевых буровых растворов / Федосов Р.И., Пеньков А.И., Никитин Б.А. // Нефтяное хозяйство. 1999. - № 2 - С. 20-22.

82. ГОСТ 7759-73. Магний хлористый технический (бишофит). Технические условия. -М.: Изд-во стандартов, 1988. 11 с.

83. Львова И. Комплексная технология заканчивания скважин / И. Львова, Н. Рылов, Р. Вафин, А. Гимаев, А. Егоров // Бурение и нефть. 2005.- № 4. С. 24-26.

84. Пат. 3921733 США МКИ3 С09 К7/00. Метод бурения скважин с использованием гелеобразных полимеров. Phillips petroleum. Richard Z. Clampitt. Заявлено 1972.

85. Зобнин И. Применение буровых растворов для качественного вскрытия продуктивного пласта // Бурение и нефть. — 2005. № 4. - С. 22-23.

86. Пат. 969708 РФ, С 09 К 7/02. Буровой раствор / И.Ю. Хариев, Н.И. Македонов, К.В. Иогансен, В.З. Ага-Алиева, С.А. Шелягова. № 293453723; Заявлено 04.06.80; Опубл. 30.10.82, Бюл. № 40.

87. Давыдов В.К. Техника и технология вскрытия продуктивных пластов на месторождениях, находящихся на поздней стадии эксплуатации // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2005. - № 6.- С. 25-26.

88. Андресон Б.А. Полимерный раствор для глушения скважин / Б.А. Андресон, К.Л. Минхайров // Информ. листок № 13-80. Уфа: ЦНТИ, 1980. -4 с.

89. Белей И.И. Полимерный алюмоакриловый промывочный раствор / И.И. Белей, Е.А. Коновалов // Газовая промышленность. 1981.- № 1. - С. 1315.

90. А.с. 897833 СССР, МКИ3 С 09 К 7/02. Полимерный буровой раствор / В.И. Леонидов, Г.А. Пахмурин, Л.П. Проскурин, И.Г. Кирель, Г.И. Исаева. № 2912875/23-03; Заявлено 07.01.80; Опубл. 15.01.82, Бюл. № 2.

91. Андресон Б.А. Эмульсионно-гелевый полисахаридный раствор для бурения скважин в сложных горно-геологических условиях / Б.А. Андресон, Г.Г. Мурзагулов, А.Г. Сунагатуллин, Р.А. Гайнуллин // Интервал. 2003. - № 1.-С. 60-63.

92. Пат. 2019552 РФ, С 09 К 7/02. Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов / М.С. Окунев, Л.П. Сергиенко, А.У. Шари-пов, В.А. Иванова. № 5051781/03; Заявлено 10.07.1992; Опубл. 15.09.1994, Бюл. № 17.

93. Пат. 2012584 РФ, С 09 К 7/02. Буровой раствор / А.Я. Третьяк. № 4933201/03; Заявлено 11.03.1991; Опубл. 15.05.1994., Бюл. № 9.

94. Пат. 2038362 РФ, С 09 К 7/02. Буровой раствор / А.Я.Третьяк. № 93014619/03; Заявлено 22.03.1993; Опубл. 27.06.1995, Бюл. № 18.

95. А.с. 1321740 СССР, МКИ С 09 К 7/02. Состав для вскрытия продуктивного пласта / И.Ю. Хариев. № 3913442/23-03; Заявлено 14.06.1985; Опубл. 07.07.1987, Бюл. № 25.

96. А.с. 969710 СССР, МКИ С 09 К 7/02. Промывочная жидкость для вскрытия пласта / А.А. Мартаков, О.П. Дианова, Г.П. Бранд Р.Ф. Баджурак, М.К. Сартбаев. № 3266985/23-03; Заявлено 31.03.81; Опубл. 30.10.82, Бюл. №40.

97. А.с. 642352 СССР, МКИ2 С 09 К 7/00 Промывочная жидкость для вскрытия пласта // В.М.Беляков, Е.К. Коптелова, В.К. Роговой, Р.Ф. Баджурак, Н.Г. Сапожников. № 2165709/22-03; Заявлено 22.07.75; Опубл. 15.01.79, Бюл. №2.

98. Байков Н.М. Новые буровые растворы для проходки скважин // Бурение и нефть. -2002. № 11. - С. 47-49.

99. Грунтоведение / Под ред. Е.М. Сергеева. М.: Изд-во МГУ, 1983.389 с.

100. Соколов В.Н. Микромир глинистых пород // Соросовский Образовательный Журнал. 1996. - № 3. - С. 56-64.

101. Королев В.А. Связанная вода в горных породах: новые факты и проблемы // Соросовский Образовательный Журнал. 1996. - № 9. - С. 79-85.

102. Городнов В.Д. Роль состава катионообменного комплекса глин в их устойчивости / В.Д. Городнов, А.А. Русаев // Дисперсные системы в бурении. Киев: Наукова Думка, 1977. - С. 91-93.

103. Гамзатов С.М. Влияние генезиса на поведение глинистых отложений при бурении и креплении скважин / С.М. Гамзатов, Ш.М. Рахимбаев, P.M. Рахметов // Экспресс-информ. Геология, бурение и разработка газовых месторождений. 1976. - № 13. - С. 3-4.

104. Лукманов P.P. Влияние полимерных буровых растворов на коллек-торские свойства пород при заканчивании скважин. Тюмень: ЗапСибБур-НИПИ, 1995.-76 с.

105. Нацепинская A.M. Исследование и совершенствование буровых растворов для Пермского Прикамья: Дис. . канд. техн. наук. Пермь, 1982. -189 с.

106. Городнов В.Д. Влияние гидростатического давления на набухание глинистых пород / В.Д. Городнов, В.Ф. Печерников // Изв. вузов СССР. Нефть и газ. Баку: АзИНЕФТЕХИМ им. М. Азизбекова, 1962. - № 2.

107. Ангелопуло O.K. Основы выбора бурового раствора для борьбы с обвалами // Нефтяник. 1974. - № 5.

108. Злочевская Р.И. О взаимодействии глин с растворами электролитов в процессе их набухания / Р.И. Злочевская, В.И. Дивисилова // Связанная вода в дисперсных системах. М.: МГУ, 1972. - С. 43-65.

109. Лопатин В.А. Анализ осложнений при бурении глубоких скважин в неустойчивых глинистых породах / В.А. Лопатин, Л.К. Мухин// Обзорная информ. Сер. Бурение. 1964,- № 7. - С. 21-23.

110. Зубарев В.Г. Исследование проникновения фильтрата промывочных жидкостей в глинистые породы / В.Г. Зубарев, Б.В. Байдюк // Экспресс-информ. 1973. - № 4.

111. Овчаренко Ф.Д. Гидрофильность глин и глинистых минералов. — Киев: АН УССР, 1974. Вып. XXXIX.

112. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. М.: Недра, 1977. - 280 с.

113. Паус К.Ф. Аквакомплексы как понизители водоотдачи / К.Ф. Паус, Р.Г. Ахмадеев, А.П. Акатьев // Изв. вузов. СССР. Нефть и газ. Баку: АзИНЕФТЕХИМ им. М. Азизбекова, 1970. - № 3.

114. Тарасевич Ю.И., Овчаренко Ф.Д. Укр. Хим. Журн. 1966. 32. 1169.

115. Грим Р.Е. Минералогия и практическое использование глин. — М.: Мир, 1967.-510 с.

116. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. М.: Недра, 1972.-392 с.

117. Самойлов О.Я. О гидратации ионов в водных растворах // Изв. АН СССР, отд. Хим. наук. 1953. - № 2.

118. Крестов Г.А. От кристалла к раствору / Г.А.Крестов, В.А. Кобенин //Химия 1977.- 112 с.

119. Физико-химическая механика дисперсных минералов / Под редакцией Н.Н. Круглицкого. Киев: Наукова Думка, 1971. - 210 с.

120. Моопеу K.W. Кеспап A.Y. Wood S.A. "Y. Amer. Chem Soc.", 74, 1952, 1971.

121. Barser R.M., Mak Lood D.M. "Frans. Farad.Soc.", 50, 980, 1954.

122. Кошелев В.Н. Общие принципы ингибирования глинистых пород и заглинизированных пластов. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2004. № 1. - С. 13-15.

123. Ангелопуло O.K. Калиевые буровые растворы // Нефтяник. 1977.-№7.

124. Крысин Н.И. Калийсодержащие отходы для обработки буровых растворов / Н.И. Крысин, Т.А. Скороходова, A.M. Нацепинская // Нефтяник. -1981.-№ 12. С.13-14.

125. Новиков B.C. Результаты промышленного испытания калиевого раствора // Обзорная информ. Сер. Бурение. 1977. - № 6. - С. 32-36.

126. Drilling. 1975, v. 36, n 7, p. 90.

127. Forage, 1975, 1-111, n 66, p. 85-106.

128. Tubman K. Petrol and Petrochem Inst., 1973, v. 13, n. 10, p. 74074.

129. World Oil. 1973, v. 177, n. 2, p. 42-46.

130. Свихнушин Н.М. Методы изучения неоднородных коллекторов при оценке кондиций и подсчете запасов / Н.М. Свихнушин, В.И. Азаматов. -М.: Недра, 1971.

131. Новиков B.C. Влияние ингибированных растворов на устойчивость глинистых пород при бурении скважин: Автореф. дис . канд. техн. наук. -М.: 1968.

132. Патент 4536297 США. Well drilling and completion fluid composition / Loftin R.E., Son A.I. -N 572103; заявлено 19.01.84; опубликовано 24.04.85.

133. Peinado M. France pot., № 1415646, 1965.

134. Borrou A. US pot., № 3104704, 1959 r.

135. Steiberg J. US pot., № 3332791, 1967 r.

136. Palumbo S. The development of potassium cellulosic polymers and their contribution to the inhibition of hydratable clays / S. Palumbo, D. Giacco, M. Ferrari, P. Pirovano // SPE JADC Drilling conference. 1989. III. - № 18477. - P. 149-152.

137. ГОСТ 577-68. Индикаторы часового типа с ценой деления 0,01 мм. Технические условия. М.: Изд-во стандартов, 1985. — 12 с.

138. Инструкция по методам контроля качества буровых растворов. — М., 1972.-45 с.

139. Определение характеристик буровых растворов — средства и методы. Хьюстон, шт. Техас: Бароид дриллинг флюидз инк., 1985. - 43 с.

140. Подгорнов В.М. Практикум по заканчиванию скважин / В.М. Под-горнов, И.А. Ведищев. М.: Недра, 1985. - 256 с.

141. Методическое руководство по определению содержания твердой фазы в буровом растворе при первичном вскрытии продуктивных пластов. — Пермь, 1997.-28 с.

142. Исследование рецептур и технологии приготовления калиевых буровых растворов: Отчет о НИР / ПермНИПИнефть; Руководитель Н.И. Кры-син; Пермь, 1977. - 125 с.

143. ТУ 6-09-1678-95. Фильтры бумажные обеззоленные (белая, красная, синяя ленты).

144. Нагарев О.В. К выбору технологических жидкостей для вскрытия пластов и капитального ремонта скважин // Проблемы геологии и разработки нефтегазовых месторождений: Сб. науч. тр. ЗАО «Тюменский нефтяной научный центр». Тюмень, 2006. - С. 287-297.

145. Методическое руководство по определению и регулированию содержания твердой фазы в буровом растворе при первичном вскрытии продуктивных пластов. Пермь, 1997. - 28 с.