Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка технологии и технических средств для вскрытия пород коллекторов с аномальными пластовыми давлениями

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка технологии и технических средств для вскрытия пород коллекторов с аномальными пластовыми давлениями"

На правах рукописи

ЯКОВЛЕВ ИГОРЬ ГРИГОРЬЕВИЧ

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПОРОД КОЛЛЕКТОРОВ С АНОМАЛЬНЫМИ ПЛАСТОВЫМИ ДАВЛЕНИЯМИ

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2006

Работа выполнена в филиале Тюменбургаз Буровой компании ОАО Газпром и Научно-исследовательском и проектном институте технологий строительства скважин (НИПИ ТСС) при Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)

Научный руководитель - доктор технических наук

Ведущая организация - Открытое акционерное общество «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)

Защита состоится 14 апреля 2006 г., в 13-00 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 14 марта 2006 г.

Ученый секретарь

Курбанов Яраги Маммаевич

Официальные оппоненты: - доктор технических наук

Кузнецов Владимир Григорьевич кандидат технических наук Балуев Анатолий Андреевич

диссертационного совета

доктор технических наук, профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы

Перспективы развития топливно-энергетического комплекса России связаны с Западно-Сибирским нефтегазовым регионом. Эффективная эксплуатация залежей нефти и газа, нефтеотдача пластов, обусловлена не только технологией добычи, но и состоянием коллектора, сформировавшимся при первичном вскрытии продуктивного пласта.

В настоящее время большинство открытых залежей крупных месторождений севера Тюменской области находятся в завершающей стадии эксплуатации и характеризуются падением пластовых давлений, увеличением стоимости добычи тонны условного топлива Введение в разработку и эксплуатацию группы малых и достаточно крупных площадей и месторождений (Харвутинской площади ЯГКМ, Песцового, Южно-Русского, Заполярного и др) вызваны жизненной необходимостью. Строительство скважин на таких площадях сопряжено с рядом проблем, которые ранее не встречались. Например, высокое поровос давление в кровле сеггомана (ярус туроп) выше, чем в подошве сеномапа, не позволяет вскрывать продуктивный коллектор па буровом растворе, обеспечивающем минимально допустимую репрессию. Для предотвращения обвалообразовапия плотность раствора увеличивают с 1100 кг/м3 до 1300 кг/м3. Фильтрациоино-емкостные свойства (ФЕС) коллектора при этом резко снижаются Изменение конструкции скважины не решает этой проблемы, т.к. скважины при вскрытии продуктивного пласта меньшим диаметром менее совершенны. Решение проблемы возможно применением безглинистых минерализованных буровых

растворов, обеспечивающих устойчивость стенок скважин, и не снижающих

РОС НАЦИОНАЛЬНАЯ I

проницаемость коллекторов. БИБЛИОТЕКА

Цель работы Рэ"^^

Обеспечение потенциальной продуктивности пластов-коллекторов' с аномальными давлениями, при строительстве скважин путём разработки и

применения утяжелённых буровых растворов с малым содержанием твёрдой фазы, имеющих пониженные показатели фильтратоогдачи.

Основные задачи исследований

1. Анализ существующей технологии вскрытия продуктивных коллекторов.

2. Выявление зависимости сохранности коллекторских свойств пластов от продолжительности их вскрытия, величины репрессии и депрессии на пласт, фильтрационных и реологических свойств промывочных жидкостей, технологии их вскрытия, методов освоения.

3. Обоснование типа промывочной жидкости и ее компонентного состава, для вскрытия продуктивных горизонтов газовых месторождений севера Тюменской области.

4. Проведение экспериментальных исследований по изучению процессов фильтрации и выявление оптимального сочетания компонентов бурового раствора.

5. Теоретическое объяснение процессов снижения фильтратоотдачи в

пласт.

6. Обоснование разработки элементов оснастки бурильных колонн, обеспечивающих снижение гидродинамических сопротивлений в циркуляционной системе.

7. Разработка технологии первичного вскрытия коллекторов нефти и газа, приготовления и применения безглинистых минерализованных буровых растворов.

8. Опытно-промышленное внедрение результатов экспериментальных и теоретических исследований.

Научная новизна выполненной работы

1. Обоснованы и экспериментально исследованы составы безглинистых минерализованных буровых растворов, на основе сочетания концентраций солей формиата натрия, кислоторастворимого наполнителя или

без такого и полисахаридов, обеспечивающие сохранность ФЕС коллекторов нефти и газа.

2. Установлена возможность приготовления из разработанных составов буровых растворов технологических жидкостей глушения и перфорационных жидкостей для вскрытия пластов коллекторов валанжинских, ачимовских и юрских отложений.

3 Разработаны и теоретически обосновано применение элементов оснастки бурильных колонн, позволяющих снизить негативное влияние гидродинамических нагрузок на вскрытые продуктивные пласты.

Практическая ценность и реализация работы

1. Разработана рецептура промывочной жидкости состоящей из полисахаридов, таких как Фито-РК, КМК и других, сохраняющие свои свойства при высокой степени минерализации солями формиата натрия - основы для создания раствора повышенной плотности без твёрдой фазы и стабилизатора свойств полисахаридов.

2. Опробованы составы бсзглипистых минерализованных растворов, доутяжелённых кислоторастворимым наполнителем, позволяющие обеспечивать сохранность естественных ФЕС коллекторов посредством создания низкопроницаемой фильтрационной корки.

3. Усовершенствована технология приготовления и применения безглинистых минерализованных растворов.

4. Объем внедрения технологии первичного вскрытия на предприятии ОАО «Газпром», ООО «Бургаз», филиала «Тюмепбургаз» составил 12 скважин. Получен экономический эффект в объёме 5,7 млн.рублей.

Апробация работы

Результаты диссертационной работы докладывались па: ежегодных заседаниях и семинарах кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» Тюменского государственного нефтегазового университета (2001-2005); на 13 традиционной конференции молодых учёных и специалистов ООО

«ТюменНИИгипрогаз» (Тюмень, 2004); па конференции победителей конкурса молодёжных разработок «ТЭК-2003» проводимой ПС «Интеграция» и Минэнерго РФ (Москва, 2004); конференции молодых ученых и специалистов «Северэкспотех» (Yxia, 2003); Всероссийской научно-практической конференции молодых учёных и специалистов газовой отрасли «Инновационный потенциал молодых специалистов ОАО «Газпром», как условие повышения эффективности разработки углеводородных месторождений Ямала» (Ямбург, 2004); Всероссийской научно-практической конференции молодых учёных и специалистов газовой отрасли в ООО «Урснгойгазпром» (Новый Уренгой, 2004); па III и IV Международной научно-практической конференции «Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии» (Астрахань, 2004-2005); Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Региональная научно - практическая конференция (Тюмень, 2005) и др Публикации

Результаты проведённых теоретических и экспериментальных исследований отражены в 14 публикациях в том числе: 2 патентах, 10 тезисах докладов, 2 научных статьях и явились основой ещё 5 заявок, на которые получены положительные решения о выдаче патентов. Объём и струкгура работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников (111 наименований). Изложена на 168 страницах машинописного текста, содержит 21 рисунок и 20 таблиц.

В процессе выполнения работы, автор пользовался советами и консультациями докторов технических наук, профессоров Овчинникова В П., Фролова A.A., кандидатов технических наук Будько A.B., Овчинникова Г1.В., Аксеновой H.A., сотрудников предприятия «Бургаз» Пролубщикова C.B., Коновалова B.C., Батшдсва R.A. и многих других. Всем им диссертант считает

необходимым выразить свою признательность и благодарность.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность работы, обозначены направления и пути решения затронутых проблем, сформулированы цель работы и основные задачи для ее решения.

В первом разделе рассматриваются проблемы вскрытия продуктивных коллекторов, приводятся геолого-техпические условия их залегания.

Литолого-стратиграфичсское описание разреза Песцовой и ЮжноПесцовой площадей приводится по результатам поисково-разведочного бурения на Песцовом и соседних Ен-Яхинском, Уренгойском месторождениях.

В геологическом строении площадей принимают участие породы палеозойского складчатого фундамента и терригепные песчапо-глинистые отложения платформенного мезозойско-кайпозойского осадочного чехла

Проанализированы результаты гидродинамических исследований тридцати сеноманских скважин Харвутипской и Аперьяхипской площадей Ямбургского месторождения.

Вскрытие продуктивных коллекторов осущсс!вляюг с применением полимерглииистых и утяжеленных растворов на водной основе. Для первичного вскрытия продуктивных пластов, где пластовое давление ниже гидростатического или близко к гидростатическому, применяются полимерглинистые растворы, ИЭР РНО, гидрофобные эмульсионные растворы (ГФЭР) на водной основе, есть опыт применения силикатных и карбонатных ингибированных растворов фирмы М1 БШАСО. Их характеристики приведены в таблице 1.

Установлено, что:

- основные изменения ФЕС пласта происходят в первые 5 суток, после его вскрытия. Именно в это время происходят необратимые изменения, которые негативно влияют па продуктивность скважины;

Таблица 1 - Сведения о свойствах применяемых буровых растворов

Тип раствора Плотность, кг/м3 Фильтрация, см3/30мин дне дПа Твёрдая фаза (ТФ), % Преимущества Недостатки

Полимер-глинистый 11001200 5-6 2025 10-25 Низкая стоимость, прост в приготовлении Высокая концентрация глины и ТФ в растворе

ГФЭР 1000-1050 0,3-0,5 Электорстабиль-ность 12-16 В Низкое содержание твёрдой фазы Пожароопасен, возможно блокирование коллектора эмульсией

Утяжелённый баритом глинистый 1200-2150 2-5 60-70 8-12 Низкая стоимость по сравнению с аналогами Высокое содержание ТФ, нестабильные параметры

РНО 950 0 Электростабильность 290-350 В Отсутствие водоотдачи и твёрдой фазы Пожароопасен, разуплотняет стенки скважины.

Силикатный 1100-1150 6-8 15-25 До 6 Не размывает стенки скважины, хорошо очищается от шлама Образует плохо растворимые осадки в Г13П, высокая вводоотдача

Карбонатный 1050-1100 4-5 20-35 До 2 Низкая водоотдача, кислото-растворимая твёрдая фазы Разуплотняет стенки скважины, плохо очищается от шлама

- для валаижинских залежей снижение продуктивности составляет от 10 до 50 %, при этом значительное влияние оказывает продолжительность освоения. Время на очистку призабойной зоны пласта (TI3II) в 3 - 10 раз превышает проектное. Для осуществления гидродинамической связи пласт-скважина необходимо использовать мощные перфораторы, применение которых возможно при репрессии в среде перфорационной жидкости.

- для ачимовских и юрских залежей применение утяжелённых буровых растворов приводит к блокаде коллектора твёрдой фазой. Восстановление проницаемости составляет порядка 10 % при максимально возможной депрессии. В коллекторах высокой и средней проницаемости, с развитой системой трещин время на очистку 1I3II достигает от 200 до 1000 часов. При увеличении депрессии, происходит смыкание трещин. Восстановление гидродинамической связи решается только с помощью ГРП.

В настоящее время, для сохранения коллекторских свойств, продуктивных пластов большое внимание уделяется рецептурам буровых растворов. Разработаны безглинистые буровые растворы, содержащие полисахариды, ингибиторы гидратации и диспергирования глин с кислоторастворимым наполнителем. Их свойства, результаты экспериментальных и промысловых исследований с их применением, теоретические представления протекающих процессов в этих системах описаны в работах Ангелопуло O.K., Апдресона Б.А., Джексона Д., Кистера Э.Г., Булатова А.И., Липкеса М.И, Минхайрова К.Л., Крысина Н.И., Нацепинской A.M., Подгорнова В.М. и других отечественных и зарубежных исследователей.

При разработке безглинистых систем исследователями большое внимание уделяется снижению глубины проникновения фильтрата в пласт, путём регулирования содержания полимсрсолевых и комплексообразугощих компонентов.

Превышение скоростей СПО над допустимыми и использование компоновок снижающих площадь кольцевого пространства в скважине,

приводит к увеличению гидродинамического воздействия па вскрытые коллектора. Происходит увеличение фильтратоотдачи раствора или его поглощение.

Снижение потенциальной продуктивности скважин, увеличение времени на очистку ПЗП и освоение, при «закрытом» забое, вызвано также несоответствием перфорационной жидкое ш и типов перфораторов. Например, в скважине Р-10300 УГКМ была проведена перфорация в интервале 2875-2860 м зарядами ПК-105С (300 отв./п.м) в среде ЫаС1 плогностыо У=1050 кг/м3 . Приток не получен. Повторная перфорация ЗПКТ-89 (300 отв./п. м) в конденсате способствовало получению притока нефти (10 м3 /сут.). Общее время, затраченное на очистку ПЗП составило 816 часов, а на освоение 2016 часов, что значительно превышает предусмотренное проектом.

Для ачимовских скважин, с высокой трещипноватостыо, более важное значение имеет перфорационная среда, чем тип перфоратора.

Например, на скважине Р-732 УГКМ в интервале 3642-3653 м перфорированной ЗПРК-42 (154 отв./н.м) на технической воде, время очистки ПЗП составило 78 часов, освоение 204 часа, па скважине Р-741 УГКМ в интервале 3700-3712 м перфорированной ПР-43 (120 отв./п.м) на водном растворе СаСЬ плотностью 1250 кг/м3, время очистки ПЗП составило 243 часа освоение 738 часов, на скважине Р-757 УГКМ в интервале 3761-3772 м перфорированной Г1К-105С (220 отв./п.м) па буровом растворе плотностью 1720 кг/м3, время очистки ПЗП составило 288 часов, освоение 1968 часов.

Таким образом, выявлены следующие основные задачи, решение которых позволит некоторым образом способствовать обеспечению сохранности естественных коллекторских свойств продуктивных пластов Это: а) создание рецептур буровых растворов, обеспечивающих сохранность продуктивности коллекторов близкой к естественной, природной; б) разработка технологии вскрытия продуктивных коллекторов с аномальными давлениями; в) обоснование рекомендаций по технологии крепления скважин, обеспечивающих

снижение негативного действие фильтрата цементного раствора; г) создание рецептур перфорационных жидкостей и жидкостей глушения на основе разработанных буровых растворов.

Во втором разделе представлен анализ, опубликованных теоретических и экспериментальных исследований в области технологий и технических средств по сохранности естественных ФЕС коллекторов

Исследования в области разработки технических и технологических решений по снижению отрицательного воздействия буровых растворов на окружающую среду проводили: Р.А.Абдуллин, Б.А Андерсон, Р.К.Андресон, У.М.Банков, О.Н.Бадаева, Г П.Бочкарсв, И.Ю.Быков, Э.Х.Векилов, В.В.Грешишин, А.С.Гумешок, Т.И.Гусейнов, М.М.Дорош, И.П.Елманов, И А.Жданов, Г.С Киссльман, И В Косаревич. И.И.Крысин. В.А.Левшин, В.И.Матицын, В.И.Овчинников, В.И.Рябченко А.С.Сатаев, И.В. Стрелецкий, Н.И.Фосенко, В Ю.Шеметов, В.А. Шишов, L.Astrella, R.C.Churchwell, G.E.Dawies, D.A.Mead, D.B.Gramcs, A.Hinds, C.B.Powter, C.T.Stillwell, G.A/Webster, P.K..Zimmerman и дру) ие.

11311 формируется с самого начала первичного вскрьпия коллектора, когда идёт процесс формирования фильтрационной корки и оказывает наиболее значимое влияние на ФЕС коллектора. Учитывая фактор времени, за которое система приходит в равновесие, можно утверждать, что основное время формирование 1I3I1, от нескольких часов до 7 - 10 суток, приходится на процесс бурения скважины и все технологические операции с ним связанные. Именно в это время происходят необратимые процессы снижения ФЕС.

Решение задачи обеспечения сохранности коллскторских свойств продуктивных пластов предложено разработкой рецептур буровых растворов с низкими показателями фильтрации; качественными фильтрационными корками; при условии неизбежного проникновения в поры коллектора фильтрата последний не должен способствовать снижению его проницаемости,

а на начальной стадии формирования ПЗП блокировать дальнейшее поступление в коллектор фильтрата или твердой фазы.

Для геологических условий, рассматриваемых месторождений обосновано применение полисахаридного реагента, ингибитора и стабилизатора набухания глинистых включений.

Для регулирования реологических и тиксотропных свойств бурового раствора были выбраны КМК, Fito-PK, [1С, сульфацелл

В качестве стабилизатора и ингибитора, глинистых сланцев использовались формиаты натрия, кальция. Они обладают большей растворимостью, чем хлориды натрия, кальция и калия и менее токсичны, чем соли брома, цинка или фтора, имеют невысокую стоимость.

При необходимости ввода твёрдой фазы, обосновано, в качестве наполнителя применение мраморной крошки.

Физико-химические свойства буровых растворов и их фильтратов определяли по стандартным методикам.

Исследования по оценке глубины кольмагации пласта и коэффициента восстановления коллектореких свойств пласта проводили в соответствии с "Методикой исследования глубины кольматации призабойной юны пласта, в результате бурения" Исследования проводились на усгановкс-тестерс реакции пород фирмы "Chandler Engineering", которая позволяет моделировать пластовые условия и вести автоматическую запись процесса фильтрации фильтрата бурового раствора через образец горных пород и восстановления проницаемости на различных режимах При проведении исследования использовались рекомендации методического руководства по исследованию свойств пород коллекторов ВНИГНИ Образцы подготовлены из кернового материала коллекторов Уренгойского и Ямбургского месторождений.

Методика исследования заключалась в следующем. Все цилиндрические образцы были проэкстрагированы. Затем была скомпонована сборная модель пласта из образцов диаметром 0,03 м и высотой по 0,035 м общей длинной

0,3186 см., которая насыщалась с формированием начальной насыщенности керосином, имитирующий пластовый флюид в условиях, соответствующих пластовым. Через сборную модель пласта было осуществлено замещение керосина фильгратами буровых растворов. Фильтраты были отфильтрованы через фильтрационную корку, образовавшейся при использовании выше названных буровых растворов.

Для моделирования процесса кольматации призабойной зоны пласта модель коллектора была оставлена в термобарических условиях, соответствующих пластовым на несколько суток -3, 5, 7, 10.

На вход сборной модели подавали керосин при расчётном перепаде давления соответствующего возможной депрессии в пластовых условиях. На конечной стадии фильтрации отбирались пробы фильтруемой жидкости через образец. Изменение фазовой проницаемости по керосину каждого образца определяли фильтрацией в обратном направлении.

Обработка результатов экспериментальных исследований осуществлялась методами математической статистики с использованием компьютерных программ Statistica W/6.0 , Microsoft Excel 7.0.

В третьем разделе приводятся результаты экспериментальных исследований фиэико-мсханичсских свойств, разработанных составов буровых растворов и их влияние на ФЕС пластов (таблица 2). В качестве входных параметров принимались: Х| - концентрация полимера, %; Х2 - концентрация формиата натрия, %; X, - концентрация наполнителя, %. Выходными параметрами Y являлись плотность, кг/м'; водоотдача, см3/30 мин; динамическое напряжение сдвига (ДНС), д11а. Но полученные результатам, обработанным с использованием компьютерной программы Statistica W/6.0, построены графики и уравнения регрессии на рисунках I и 2.

2=-11,4951<),358*х1 12,498*у

ШШ 2.545 ■■ 5,091 ОН 7,636

ЕЗ 10,182

СИ 12,727 СП 15,273 9Ш 17.818 ■I 20,364 ■■ 22,909 Ш1 25.455 Ш аЬоуе

Рисунок 1 - Изменение водоотдачи бурового раствора от концентраций формиата натрия и сульфацслла.

/.=-4,29810,037*х 12,191 *у

Ш 3,21 М 3,539 ■1 3,868 И 4,197 ЕЗ 4,526 СП 4,855 ОВ 5,184 ■■ 5,513 Н 5.842

■В аЬоуе

Рисунок 2 - Изменение водоотдачи бурового раствора от концентраций

формиата натрия и карбоксилмстилкрахмала (КМК) Из рисунков I и 2 видно, что в качсс1ве структурообразующего компонента влияющего на снижение водоотдачи предлагаемых буровых

растворов, предпочтительнее использовать КМК. Также, были разработаны рецептуры растворов с содержанием реагентов ПС и Гко-РК (таблица 2).

Таблица 2 - Рекомендуемые составы и параметры буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов

1. Солестойкий буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов включающий формиат натрия 9-45 %; мраморный порошок 0-10 %, полимер Fito-PK 1-5 %; техническая вода 46 - 87 % Плотность, кг/м3 1050 -1400; Водоотдача, см3/30 мин 1-5; ДНС, дПа 48-150; Пластическая вязкость, мПа-с 25 - 70

2. Высокоминерализованный безглимистый буровой раствор включающий формиат натрия 9-30 % мраморный порошок 0-12 %; сульфацелл до 3 %; пепогаситель MAC 200 растворённый в дизтопливе масс.%, MAC 200 0,2 - 0,4 %; техническая вода Плотность, кг/м3 - 11001300; Водоотдача, см3/30 мин - 1 -7 ДНС, дПа - 70 - 240 Пластическая вязкость, мПа с -25-75

3. Буровой раствор с содержанием формиата натрия для вскрытия продуктивных пластов включающий формиат натрия 9-33 %; ПС 1 -3 %; пеногасигель MAC 200 растворённый в дизельном топливе в соотношении 1: 20, MAC 200 0,1- 0,3 % 1ехиическая вода остальное Плотность, кг/м3 1050 - 1230; Водоотдача, см3/30 мин 2-3; ДНС, дПа - 38; Пластическая вязкость, мПа-с -24

4. Безглимистый буровой раствор для вскрытия зон с АВПД включающий формиат натрия 13-44 %; КМК до 5 %; мраморный порошок до 14%; пеногасигель MAC 200 растворённый в дизельном топливе 0,1 - 0,3 %; техническая вода остальное Плотность, кг/м3 1050- 1450; Водоотдача, см3/30 мин 2-4; ДНС, дПа 80 - 140; Пластическая вязкость, мПа с - 30-60

5. Утяжелённый буровой раствор для вскрытия зон с АВПД формиат натрия 10-30%; глина 12 %; бари) 10-60 %, КМК 1 - 5 %; КЛСП 1 - 7 %; ФХЛС 1 - 5 %; хромпик 0,02 %; NaOII 1 % водною 25 % раствора; МАС-200 0,01 %; гехническая вода Плотность, кг/м3 1070-2100; Водоотдача, см3/30 мин 0,5 -3,2; ДНС.дПа 70- 180;СНС, Па 1 мин/10 мин 15-20/60-90

Далее приведём результаты исследования влияния фильтратов на ФЕС коллекторов. Для чистоты эксперимента были взяты образцы с одинаковыми ФЕС. Показано: для образцов с высокой абсолютной проницаемостью значение восстановление проницаемости практически одинаково высокое; для субколлекторов практически во всех опытах образовывалась блокада при проникновении фильтрата, поэтому важное значение в этих случаях имеет качество фильтрационной корки.

Влияние фильтратов, исследованных растворов на изменение проницаемости представлено на рисунке 3.

Л

5

о

Время, ч

-•— Фильтрат пресного раствора Фильтрат формиата натрия

Рисунок 3 - Изменение проницаемости образцов породы при

прокачивании фильтратов буровых растворов Из рисунка 3 видно, что после воздействия фильтратом формиата натрия, остаточная проницаемость образцов пород выше.

Низкие показатели фильтрации фильтрата раствора с содержанием формиата натрия можно объяснить тем, что на поверхности испытуемого образца образовывалась плотная, высоковязкая, как резина плёнка, образованная полисахаридами, а при прокачивании в обратном направлении она отслаивалась.

В результате исследований установлено, что растворы на основе формиата натрия: а) обеспечивают необходимую устойчивость к деструкции полисахаридов при проникновении в ПЗП, от начала первичного вскрытия до начала освоения скважины, создают дополнительную защиту от проникновения фильтрата в коллектор и не требуют обработки дсструкторизатором и бактерицидами; б) восстановление проницремости, после воздействия на модель пласта, выше по сравнению с воздействием фильтратами растворов солей №С1, СаС12 и пресного фильтрата; в) оказывают меньшее химическое воздействие на окружающую среду и коррозию бурового оборудования; г) в сочетании с карбонатом кальция разной степени дисперсности и полисахарида в качестве регулятора реологических свойств, образовывают плотную, низкопроницаемую фильтрационную корку и ис допускают проникновение фильтрата в пласт; д) хорошо поддаются регулированию реологических и тиксотропных свойств, имеют стабильные параметры в условиях высоких температур и давления; е) имеют невысокую стоимость, просты и технологичны в применении, сочетаются с большинством широко применяемыми в бурении реагентами. Рекомендуемые составы рецептур промывочных жидкостей для вскрытия продуктивных залежей представлены в таблице 2.

В четвёртом разделе обосновано применение разработанных технических средств, обеспечивающих снижение гидродинамических нагрузок в скважине.

Предложен в качестве опорно-ценгрирующего элемента бурильной колонны цептратор-турбулизатор шаровой (ЦТШ) (рисунок 3 а, б), при применении которого обеспечивается центрование бурильной колонны, относительно условной центральной оси скважины.

1 -Корпус 2- Лопасть

3 - Шар

а) вид сверху

б) вид сбоку

Рис. 3- Центратор турбулизатор шаровой (Патент РФ №2255198)

Он позволяет сохранять устойчивость бурильной колонны, стенки скважины, глинистой корки, траекторию ствола скважины, улучшает вынос шлама на поверхность, за счёт турбулизации потока жидкости по всему стволу скважины, помогает исключить недоработку долота из-за недогрузки и, соответственно, улучшает технико-зкономичсские показатели бурения. Для снижения воздействия динамических нагрузок, возникающих в результате повышения «жёсткости» компоновки бурильного инструмента, в комплексе с центраторами турбулизаторами шаровыми рационально использовать гидромеханический амортизатор рисунок 4.

12- Шлииевое соединение Рис. 4 - Гидромеханический амортизатор - ГМА (Патент РФ №2255197)

1-Корпус амортизатора

2-Гидравлическая камера

3-Нижняя частью корпуса амортизатора

4-Гайка

5-Амортизирующие элементы

6-Вал

7-Поршень

8-Металлические кольца

9- Гидропротоки 10,11-Сальники

Его использование позволяет значительно повысить стойкость опор и вооружения долота, обеспечивает плавную передачу нагрузки на долото и повышает надёжность работы забойного двигателя, УБТ или ЛБТ. Устанавливается в составе компоновки низа бурильной колонны (КНБК), как между долотом или калибратором (стабилизатором) и забойным двигателем, так и между забойным двигателем и УБТ

В пятом разделе описана технология приготовления и применения перфорационных жидкостей и жидкостей глушения, обеспечивающая сохранность ФЕС коллекторов, приведены результаты опытно-промышленного внедрения.

Безглииистый минерализованный раствор с содержанием формиата натрия рекомендован к использованию и в качестве жидкости глушения скважины. При этом восполнение массы удалённой твёрдой фазы можно достичь увеличением концентрации растворённого формиата натрия или добавлением хлорида кальция, бромида кальция с бромидом цинка с плотностью до 2200 кг/м3.

Технология приготовления и применения данной жидкости, подобна технологии приготовления и применения бсзглинистого минерализованного раствора с содержанием формиата натрия для первичного вскрытия продуктивных коллекторов. Безглинистый минерализованный раствор, очищается от твёрдой фазы и используется в качестве перфорационной жидкости и жидкости глушения, что даёт преимущества во времени приготовления, так как очистку от твёрдой фазы можно произвести на буровой с помощью центрифуги или гидроциклонов, а для топкой очистки специальными сетчатыми фильтрами.

Для высокопроницасмых коллекторов целесообразно оставить в составе раствора карбонат кальция (мел) или заменить на карбонат железа (сидерит), что в случае образования широких, глубоких и вертикальных трещин при перфорации, не допустит глубокого проникновения жидкости глушения в

коллектор, а так же сообщения с выше или нижележащими водопасыщениыми пластами. Данные наполнители являются кислоторастворимыми и при целевой обработке пласта удаляются полностью.

Результаты опытно-промышленного внедрения, сравнение которых производилось по показателю отношения продуктивпостей (ОП), представлены в таблице 3.

Таблица 3 - Сравнительные данные по ОП, в результате освоения валанжинских скважин на Уренгойском месторождении после применения базовой технологии и предлагаемой технологии

Продуктивный горизонт Величина депрессии, МПа ОП базовой технологии, % ОП предлагаемой технологии, %

бу82 8 30 до 70

БУ8' 7 45 до 70

бу9' 8 14 84

БУ,2 8 18 88

БУ.о' 9 31 75

бу,02а 9 34 76

Для оценки эффективности предлагаемых технических и технологических решений представлен уточнённый расчёт затрат, прямого финансового эффекта и дополнительного эффекта, после сдачи скважины в период начала эксплуатации. Чистая экономическая прибыль по результатам опытно-промышленного внедрения составила 5713830,56 рублей.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Теоретически обоснованы целесообразность и эффективность использования для вскрытия продуктивных пластов месторождений севера Тюменской области, безглипистых минерализованных буровых растворов, не содержащих твердой фазы или содержащих кислоторасгворимую твёрдую фазу, разной степени дисперсности.

2. Научно обосновано и экспериментально подтверждено оптимальное содержание вводимого в буровой раствор па основе водного раствора соли формиата натрия, полисахаридных реагентов, а также их концентраций позволяющих регулировать деструкцию образуемого кольматациониого слоя.

3. Результатами экспериментальных и опытно-промысловых исследований показано, чго при применении "безглипистых минерализованных буровых растворов па водной основе с содержанием полисахаридов и соли формиата натрия, проницаемость 113Г1 практически полцретыо восстанавливается. За время бурения его фильтрационные и структорно-механические свойства остаются стабильными. Оптимальное сочетание реагентов представлено в таблице 2

4. Разработаны карты поинтервальной обработки безглипистых буровых растворов с содержанием формиата натрия.

5. Получен экономический эффект заключающийся в улучшении технико-экономических показателей строительства скважин, экономии МТР и сохранения потенциальной продуктивности скважин.

6. Разработаны технические средства, обеспечивающие снижение гидродинамических нагрузок в скважине.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛЕКОВАНЫ В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ

1. Овчинников П.В., Яковлев И.Г. Анализ работ по вскрытию коллекторов / П.В. Овчинников, И.Г. Яковлев, В.Ф. Сорокин, В.В. Подшибякин, В.И. Тарасеико, В. Овчинников // Бурение и нефть. - 2003. - № 3. -С. 34-36.

2. Яковлев И.Г. Требования к технологическим жидкостям для вскрытия ачимовских отложений / И.Г. Яковлев, H.A. Аксенова, Н.В. Овчинникова // Межрегиональная молодежная научная конференция «Ссвергсоэкотех-2003»: Материалы науч. конф. г. Ухта 19.04.2003. - Ухта, издательско-полиграфическое управление УГТУ, 2003. - С. 124 - 125.

3. Яковлев И.Г. Причины снижения фильтрационно-смкостных свойств ачимовских нефтегазоносных горизонтов / И.Г. Яковлев, Н.В. Овчинникова // Межрегиональная молодёжная научная конференция «Ссвергеоэкотех-2003»: Материалы науч. конф. г. Ухта 19.04.2003. - Ухта, издательско-полиграфическос управление УГТУ, 2003. - С. 129-130.

4. Яковлев И.Г. Технология вскрытия и заканчивания скважин ачимовских отложений / И.Г. Яковлев, Л.М.Курбанов, Н В. Овчинникова // Межрегиональная молодежная научная конференция «Севергеоэкотех-2003»: Материалы науч. конф. г. Ухта 19.04.2003. - Ухта, издательско-полиграфическое управление УГТУ, 2003. - С. 130-131

5. Яковлев И.Г. Причины снижения фильтрационно-ёмкостных свойств при первичном вскрытии продуктивных коллекторов / И.Г. Яковлев, Л.М.Курбанов // Инновационный потенциал молодых специалистов ОАО «Газпром», как условие повышения эффективности разработки углеводородных месторождений Ямала: Материалы науч-практ. конф. - п. Ямбург 18.05.2004. Ямбург, ООО Ямбурггаздобыча, 2004 -С 73

6. Яковлев И.Г. Совершенствование технологии первичного вскрытия продуктивных коллекторов / И.Г. Яковлев Н Инновационный потенциал молодых специалистов ОАО «Газпром», как условие повышения эффективности разработки углеводородных месторождений Ямала: Материалы науч-практ. конф. - п. Ямбург 18.05.2004. Ямбург, ООО Ямбурггаздобыча, 2004.-С. 74

7. Яковлев И.Г. Технологические причины, оказывающие влияние па состояние продуктивного коллектора при бурении скважины / И.Г. Яковлев // Инновационный потенциал молодых специалистов ОАО «Газпром», как условие повышения эффективности разработки углеводородных месторождений Ямала: Материалы науч-практ. конф. - п. Ямбург 18.05.2004. Ямбург, ООО Ямбурггаздобыча, 2004. - С. 75.

8 Яковлев И.Г. Процессы, оказывающие влияиие на снижение фильтрационно-ёмкостных свойств в различных интервалах скважины. / И.Г. Яковлев, Л.М.Курбанов // Инновационный потенциал молодых специалистов ОАО «Газпром», как условие повышения эффективности разработки углеводородных месторождений Ямала: Материалы науч-практ. конф. - п. Ямбург 18.05.2004. Ямбург, ООО Ямбурггаздобыча, 2004. С. 76.

9. Яковлев И.Г. Центратор-турбулизатор шаровый / И.Г. Яковлев // Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии: Научно-технический журнал Южно-российский вестник геологии, географии и глобальной энергии - г. Астрахань 2004. Астрахань, АГУ. - 2004.- С. 267 - 268

10. Пат. 2255197 РФ, С 1 Е 21 В 17/07. Гидромеханический амортизатор / И.Г.Яковлев (Россия). - №2004107470/03; Заявлено 11.03.2004; Опубл. 27.06.2005, Бюл. № 18

11. Пат. 2255198 РФ, С 1 Е 21 В 17/10. Центратор-турбулизатор шаровой / И.Г.Яковлев (Россия). - №2004107467/03; Заявлено 11.03.2004; Опубл. 27.06.2005, Бюл. № 18

12. Пролубщиков С. В. Анализ технологии вскрытия и освоения ачимовской продуктивной толщи / С. В. Пролубщиков, В.И. Овчинников, И.Г. Яковлев, H.A. Аксёнова // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Материалы науч. - практ. конф. г. Тюмень 2005. - Тюмень, ТюмГНГУ, 2005. -С. 64 - 68.

13. Яковлев И.Г. Центратор-турбулизатор шаровый / И.Г. Яковлев // Лучшие использованные технические решения: Материалы науч. - практ. конф. г. Тюмень 2005. - Тюмень, изд-во Вектор Бук. - 2005,- С. 112 - 113

14. Яковлев И.Г. Гидромеханический амортизатор / И.Г. Яковлев // Лучшие использованные технические решения: Материалы науч. - практ. конф. г. Тюмень 2005. - Тюмень, изд-во Вектор Бук. - 2005,- С. 113

Соискатель

И.Г. Яковлев

»-5579

Подписано в печать 13.03.2006г. Формат 60x84/16. Бумага финская. Печать Riso. Усл. печ. л. 1,1. Тираж 100. Заказ 306.

Издательство «Вектор Бук». Лицензия ЛР № 066721 от 06.07.1999г.

Отпечатано с готового набора в типографии Издательства «Вектор Бук». Лицензия ПД№ 17-0003 от 06.07.2000г. 625004, г.Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел. (3452) 46-54-04,46-90-03.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Яковлев, Игорь Григорьевич

ВВЕДЕНИЕ.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ И ПРОБЛЕМЫ

ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ.

1.1. Геологические условия залегания и свойства коллекторов нефти и газа.

1.2. Технология первичного вскрытия продуктивных коллекторов.

1.3. Оценка состояния качества вскрытия продуктивных пластов и предпосылки разработки новых технологий, обеспечивающих сохранность ФЕС коллекторов.

Ф Выводы по разделу 1.

2. АНАЛИЗ ТЕОРЕТИЧЕСКИХ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ♦ ИССЛЕДОВАНИЙ В ОБЛАСТИ РЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМЫ СОХРАНЕНИЯ

ФИЛЬТРАЦИОННО-ЁМКОСТНЫХ СВОЙСТВ КОЛЛЕКТОРОВ.

2.1. Процессы, происходящие в скважине, оказывающие влияние на снижение фильтрационно-ёмкостные свойства продуктивных пластов.

2.2. Теоретические основы разработки рецептур промывочных жидкостей с содержанием солей формиатов и возможностью формирования малопроницаемых фильтрационных корок.

2.2.1. Обоснование выбора в качестве полимерной основы реагентов ^ полисахаридов.

2.2.2. Обоснование применения, в качестве электоролита, соли формиата натрия.

2.2.3. Обоснование выбора реагентов регуляторов свойств фильтрационных корок.

2.3. Обоснование методики проведения экспериментальных исследований.

3. РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ БЕЗГЛИНИСТЫХ МИНЕРАЛИЗОВАННЫХ РАСТВОРОВ НА ФЕС КОЛЛЕКТОРОВ.

3.1. Результаты исследований по обоснованию рецептур буровых растворов.

3.2. Результаты исследований по воздействию минерализованных растворов на ФЕС коллекторов.

3.3. Технология приготовления и применения минерализованных растворов с использованием солей формиатов и полисахаридов.

Выводы по разделу 3.

4. КОНСТРУКТОРСКИЕ РАЗРАБОТКИ СПЕЦИАЛЬНЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ, СПОСОБСТВУЮЩИЕ СОХРАНЕНИЮ ФЕС КОЛЛЕКТОРОВ.

4.1. Обоснование совершенствования компоновок бурильных колонн (КБК) в целях повышения эффектовности очистки ствола скважины и сохранности фильтрационно-ёмкостные свойства продуктивных пластов.

4.2.Технические средства КБК, способствующие повышению эффективности очистки ствола скважины и сохранению ФЕС коллекторов при первичном вскрытии.

5. ТЕХНОЛОГИЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ И ПРИМЕНЕНИЯ СПЕЦИАЛЬНЫХ ЖИДКОСТЕЙ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩАЯ СОХРАННОСТЬ ФЕС КОЛЛЕКТОРОВ.

5.1.Технология приготовления и применения перфорационных жидкостей и жидкостей глушения скважин.

5.2. Результаты опытно-промышленного внедрения.

5.3. Экономическая эффективность от внедрения предлагаемых растворов.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка технологии и технических средств для вскрытия пород коллекторов с аномальными пластовыми давлениями"

Актуальность проблемы

Перспективы развития топливно-энергетического комплекса России связаны с Западно-Сибирским нефтегазовым регионом. Эффективная эксплуатация залежей нефти и газа, нефтеотдача пластов, обусловлена не только технологией добычи, но и состоянием коллектора, сформировавшимся при первичном вскрытии продуктивного пласта.

В настоящее время большинство открытых залежей крупных месторождений севера Тюменской области находятся в завершающей стадии эксплуатации и характеризуются снижением пластовых давлений, увеличением стоимости добычи тонны условного топлива. Введение в разработку и эксплуатацию группы малых и достаточно крупных площадей и месторождений (Харвутинской площади ЯГКМ, Песцового, Южно-Русского, Заполярного и др.) вызваны жизненной необходимостью. Строительство скважин на таких площадях сопряжено с рядом проблем, которые ранее не встречались. Например, высокое поровое давление в кровле сеномана (ярус турон) выше, чем в подошве сеномана, не позволяет вскрывать продуктивный коллектор на буровом растворе, обеспечивающем минимально допустимую репрессию. Для предотвращения потери устойчивости стенки скважины плотность раствора увеличивают с 1100 кг/м3 до 1300 кг/м3. Фильтрационно-ёмкостные свойства (ФЕС) коллектора при этом резко снижаются. Изменение конструкции скважины не решает этой проблемы, так как скважины при вскрытии продуктивного пласта меньшим диаметром менее совершенны. Решение проблемы является применение безглинистых минерализованных буровых растворов, обеспечивающих устойчивость стенок скважин и не снижающих проницаемость коллекторов.

Цель работы

Разработка и внедрение утяжелённых буровых растворов с малым содержанием твёрдой фазы и низкими показателями фильтратоотдачи для сохранения продуктивности пластов-коллекторов с аномальными давлениями.

Основные задачи исследований

1. Анализ существующей технологии вскрытия продуктивных коллекторов с аномальными давлениями.

2. Выявление зависимости сохранности коллекторских свойств пластов от продолжительности их вскрытия, величины репрессии и депрессии на пласт, фильтрационных и реологических свойств промывочных жидкостей, технологии их вскрытия, методов освоения.

3. Теоретическое объяснение процессов снижения фильтратоотдачи в пласт.

4. Обоснование типа промывочной жидкости и ее компонентного состава, для вскрытия продуктивных горизонтов газовых месторождений севера Тюменской области.

5. Исследования процессов фильтрации и определение компонентов бурового раствора.

6. Разработка элементов оснастки бурильных колонн, обеспечивающих снижение гидродинамических сопротивлений в циркуляционной системе.

7. Разработка технологии первичного вскрытия коллекторов нефти и газа, приготовления и применения безглинистых минерализованных буровых растворов.

8. Опытно-промышленное внедрение результатов экспериментальных и теоретических исследований.

Научная новизна выполненной работы

1. Обоснованы и экспериментально исследованы составы безглинистых минерализованных буровых растворов, на водной основе с сочетанием концентраций солей формиата натрия, кислоторастворимого наполнителя или без такого и полисахаридов, обеспечивающие сохранность ФЕС коллекторов нефти и газа.

2. Из разработанных составов буровых растворов приготовлены технологические жидкости глушения и перфорационные жидкости для вскрытия пластов коллекторов валанжинских, ачимовских и юрских отложений.

3. Разработаны и теоретически обосновано применение элементов оснастки бурильных колонн (центраторов-турбулизаторов, амортизатора), позволяющих снизить негативное влияние гидродинамических нагрузок на вскрытые продуктивные пласты.

Практическая ценность и реализация работы

1. Разработана рецептура промывочной жидкости, для вскрытия пород-коллекторов, состоящей из полисахаридов, таких как Fito-PK, КМК и других, сохраняющие свои свойства при высокой степени минерализации солями формиата натрия - основы для создания раствора повышенной плотности без твёрдой фазы и стабилизатора свойств полисахаридов.

2. Испытаны составы безглинистых минерализованных растворов, утяжелённых кислоторастворимым наполнителем мраморной крошкой), позволяющие обеспечивать сохранность естественных ФЕС коллекторов посредством создания низкопроницаемой фильтрационной корки.

3. Усовершенствована технология приготовления и применения безглинистых минерализованных растворов.

4. Внедрение технологии первичного вскрытия, на предприятии ОАО «Газпром», ООО «Бургаз» филиала «Тюменбургаз», осуществлено на 12 скважинах. Получен экономический эффект в размере 5,7 млн. рублей.

Апробация работы

Результаты диссертационной работы докладывались на: ежегодных заседаниях и семинарах кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» Тюменского государственного нефтегазового университета (2001-2005); на 13 традиционной конференции молодых учёных и специалистов ООО «ТюменНИИгипрогаз» (Тюмень, 2004); на конференции победителей конкурса молодёжных разработок «ТЭК-2003», проводимой НС «Интеграция» и Минэнерго РФ (Москва, 2004); конференции молодых учёных и специалистов «Северэкспотех» (Ухта, 2003); Всероссийской научно-практической конференции молодых учёных и специалистов газовой отрасли «Инновационный потенциал молодых специалистов ОАО «Газпром», как условие повышения эффективности разработки углеводородных месторождений Ямала» (Ямбург, 2004); Всероссийской научно-практической конференции молодых учёных и специалистов газовой отрасли в ООО «Уренгойгазпром» (Новый Уренгой, 2004); на III и IV Международной научно-практической конференции «Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии» (Астрахань, 2004-2005); Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Региональная научно — практическая конференция (Тюмень, 2005) и др.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Яковлев, Игорь Григорьевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основании анализа, технологии вскрытия продуктивных пластов месторождений севера Тюменской области, теоретически обоснованы целесообразность и эффективность использования безглинистых минерализованных буровых растворов, не содержащих твердой фазы или содержащих кислоторастворимую твёрдую фазу, разной степени дисперсности.

2. Экспериментально подтверждено оптимальное содержание вводимого в буровой раствор на основе водного раствора соли формиата натрия, полисахаридных реагентов, а также их концентраций позволяющих регулировать деструкцию образуемого кольматационного слоя.

3. Результатами экспериментальных и опытно-промысловых исследований показано, что при применении безглинистых минерализованных буровых растворов на водной основе с содержанием полисахаридов и соли формиата натрия, значения восстановления проницаемости ПЗП коллекторов выше, чем при применении базовых растворов. За время бурения фильтрационные и структорно-механические свойства остаются стабильными. Разработанные составы представлены в таблице 3.1.

4. Разработаны рекомендации по приготовлению и обработке безглинистых буровых растворов с содержанием формиата натрия.

5. Разработаны технические средства, обеспечивающие снижение гидродинамических нагрузок в скважине.

6. Получен экономический эффект, заключающийся в улучшении технико-экономических показателей строительства скважин, экономии МТР и сохранения потенциальной продуктивности скважин.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Яковлев, Игорь Григорьевич, Тюмень

1. Результаты поисково-разведочного бурения скважин: Отчёт геологический / Комплексная тематическая экспедиция филиала «Тюменбургаз» ООО Бургаз; Новый Уренгой, 2003. - 65 с.

2. Ангелопуло O.K. Буровые растворы для осложнённых условий / O.K. Ангелопуло, В.М. Подгорнов, В.Э. Аваков. М: Недра, 1988. - 138 с.

3. Doherty W.T. Drilling fluid problems and treatment in the Guif Coast / W.T.Doherty, S.Giii, C.P. Parons API Bulletin, VI, 1930. p.100

4. Проводников Г.Б. Совершенствование рецептур буровых растворов для условий строительства скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / Г.Б.Проводников, О.А. Лушпеева, В.И. Безденежных и др // Бурение скважин М.: 2002., №8. С.79-83.

5. Амиян В.А. Повышение качества вскрытия продуктивного пласта / В.А. Амян, В.В. Амиян // М.: ВНИИОЭНГ, 1985. С. 50.

6. Мархасин И.Л. 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.

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

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

9. 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.

10. Использование чистых промывочных жидкостей при бурении и заканчивании скважин / Обзорная информ. Сер.Бурение (зарубежный опыт) // М.: ВНИИОЭНГ, 1985. -Вып. 4. -34 с.

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

12. Амиян В.А. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов./ Амиян В.А., Васильева Н.П. -М.: Недра, 1972. -336 с.

13. Бабалян Г.А. Физико-химические процессы в добычи нефти // М.: Недра, 1974.-200 с.

14. Гиматудинов Ш.К. Исследование зависимости нефтеотдачи неоднородных пористых сред от капиллярных свойств пластовых систем и условий вытеснения нефти водой: Дис. канд. техн. наук. -М.: 1964. —192 с.

15. Жигач К.Ф. Влияние промывочных жидкостей на проницаемость кернов / Жигач К.Ф., Паус К.Ф. // Нефт. хоз-во. -М.: Недра, 1975. -№11. С. 11-13.

16. Паус К.Ф. Буровые промывочные жидкости. —М.: Недра, 1967.311с.

17. Роджерс В.Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей. -М.: Недра, 1967. -600 с.

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

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

20. Гноевых А.Н., Крылов В.И., Михайлов Н.Н. Изменение состояния продуктивного пласта при вскрытии его горизонтальным стволом // Бурение скважин М.: 1999., №8., С 8-12.

21. Глинка H.J1. Общая химия. —Ленинград: Химия, 1988. -С. 46-50.

22. Андресон Б.А. Растворы на полимерной основе для бурения скважин / Б.А. Андресон, Г.П. Бочкарев // Обзорная информ. Сер. Бурение. — М.: ВНИИОЭНГ, 1986. -Вып 106. -56 с.

23. Уляшева Н.М. Полимерные буровые растворы / Межвуз. науч.-техн. сб. Промывка и крепление скважин. -Уфа: УНИ, 1984. -С. 46-50.

24. Грим Р.Е. Минералогия глин. -М.: Мир, 1959.-452 с.

25. Андресон Б.А. Полимерные буровые растворы за рубежом / Б.А.Андресон, А.У.Шарипов, К.Л.Минхайров // Обзорная информ. сер. Бурение, 1980.^9 с.

26. Гаршина О.В. Разработка и исследование рецептур безглинистых буровых растворов на основе полисахаридов для первичного вскрытия продуктивных пластов (на примере Пермского Прикамья): Автореф. дис. . канд. техн. наук. -Тюмень, 1999. 22 с.

27. Ахмадеев Р.Г. Особенности бурения в глинистых отложениях / Разработка нефтяных и газовых месторождений. Итоги науки и техники. -М.: ВИНИТИ, 1977. -№9.

28. 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.

29. Булатов А.И. Перспективы заканчивания скважин в СССР/ А.И. Булатов, Э.М. Тосунов // Нефтяное хозяйство.- М.: Недра, 1980. -№8. -С. 417.

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

31. 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. С.48.

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

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

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

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

36. Пат. 4255268 США, МКИ5 С09 К7/00. Буровой раствор с вязкостным агентом. W.R. Yrace Co/Yacob Blocr/- Заявлено 1978.

37. Пат. 969708 РФ, С 09 К 7/02. Буровой раствор / И.Ю Хариев, Н.И.Македонов, К.В.Иогансен и др. № 2934537/23-03; Заявлено 04.06.80; Опубл. 30.10.82, Бюл. №40.

38. Андресон Б.А. Полимерный раствор для глушения скважин/ Б.А. Андресон, K.JI. Минхайров // Информ. листок №13-80. —Уфа: ЦНТИ, 1980.-4с.

39. Белей И.И. Полимерный алюмоакриловый промывочный раствор / И.И.Белей, Е.А.Коновалов// Газовая промышленность.-1981.-№1.-С.13-15.

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

41. Пат. 1556099 РФ, С 09 К 7/02. Безглинистый буровой раствор / Н.И. Крысин, A.M. Нацепинская, P.M. Мавлютов и др. // № 4200085/03; Заявлено 24.02.87.

42. Пат. 2061731 РФ, С 09 К 7/02. Безглинистый буровой раствор/ Крысин, A.M. Нацепинская, P.M. Минаева и др. -№ 005205/03; Заявлено 26.02.94; Опубл. 10.06.96. Бюл. №16.

43. Временная инструкция по приготовлению и обработке безглинистого бурового раствора в процессе бурения. Березники, 1998.-5с.

44. Пат. 2019552 РФ, С 09 К 7/02. Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов / М.С. Окунев, Л.П. Сергиенко, А.У. Шарипов и др.- №5051781/03; Заявлено 10.07.92; Опубл. 15.09.94, Бюл.№17.

45. Пат. 2012584 РФ, С 09 К 7/02 Буровой раствор / А.Я. Третьяк.-№4933201/03; Заявлено 11.03.91; Опубл. 15.05.94., Бюл.№9.

46. Пат. 2038362 РФ, С 09 К 7/02. Буровой раствор / А.Я.Третьяк. № 93014619/03; Заявлено 22.03.93; Опубл. 27.06.95, Бюл.№18.

47. А.с. 1321740 СССР, МКИ С09 К 7/02. Состав для вскрытия продуктивного пласта / И.Ю.Хариев. № 3913442/23-03; Заявлено 14.06.85; Опубл. 07.07.87, Бюл.№25.

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

49. A.c. 969710 СССР, МКИ С 09 К 7/00 Промывочная жидкость для вскрытия пласта / А.А. Мартаков, О.П. Дианова, Г.П.Бранд и др. -№3266985/23-03; Заявлено 31.03.81; Опубл. 30.10.82, Бюл.№40.

50. Peinado М. France pot., № 1415646, 1965 г.

51. Borrou A. US pot., № 3104704, 1959 г.

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

53. A.c. 642352 СССР, МКИ С 09 К 7/00. 00 Промывочная жидкость для вскрытия пласта // В.М.Беляков, Е.К. Коптелова, В.К. Роговой и др. -№2165709/22-03; Заявлено 22.07.75; Опубл. 15.01.79, Бюл.№2.

54. Рабинович В.А. Краткий химический справочник. 2-е изд. / В.А. Рабинович, З.Я. Хавин // JL: Химия, 1978. 392 с.

55. Хонимен Д. Молекулярное строение целлюлозы и крахмала/ Д. Хонимен, Д. Персонс // Успехи химии целлюлозы и крахмала. -М.: Изд-во. иностр. лит-ры, 1962.

56. Дудкин М.С. Введение в химию углеводов. Киев: Вища школа, 1976.-176 с.

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

58. Тагер А.А. Физико-химия полимеров. — М.: Недра, 1968. 536 с.

59. Зозуляк М.И. Исследования в области дегидратации глин и предотвращения разрушения призабойных зон / М.И. Зозуляк, В.А. Федюшин, Л.И. Федюшин. -С. 76-77.

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

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

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

63. Инструкция по методам контроля качества качества буровых растворов. -М.: 1972. -45 с.

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

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

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

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

68. Городнов В.Д. Исследование глин и новые рецептуры глинистых растворов/ В.Д. Городнов, В.Н. Тесленко, И.М. Тимохин и др.- М.:Недра, 1975.-272 с.

69. Методика исследования глубины кольматации призабойной зоны пласта в результате бурения. М.: ВНИГНИ, 1972. — 315 с

70. Солестойкий буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов на водной основе. // Решение о выдаче патента РФ. Заявка № 2004134648 с приоритетом от 26.11.2004 / Овчинников В.П., Яковлев И.Г., Фролов А.А. и др.

71. Высокоминерализованный безглинистый буровой раствор на водной основе. // Решение о выдаче патента РФ. Заявка № 2004135683 с приоритетом от 06.12.2004 / Овчинников В.П., Яковлев И.Г., Фролов А.А. и ДР

72. Буровой раствор с содержанием формиата натрия для вскрытия продуктивных пластов на водной основе.// Решение о выдаче патента РФ. Заявка № 2004134762 с приоритетом от 29.11.2004 / Овчинников В.П., Яковлев И.Г., Фролов А.А. и др.

73. Безглинистый буровой раствор для вскрытия АВПД.// Решение о выдаче патента РФ. Заявка № 2004135682 с приоритетом от 06.12.2004 / Овчинников В.П., Яковлев И.Г., Фролов А.А. и др.

74. Утяжелённый буровой раствор для вскрытия бурением зон с аномально-высоким пластовым давлением. // Решение о выдаче патента РФ. Заявка № 2005120083 с приоритетом от 28.06.2005 / Яковлев И.Г.

75. Берг О.Р. Сейсмическое обнаружение и оценка дельты и турбидитовых последовательностей // Бюл. Американского общества геологов-нефтяников. 1982.-№9. -С. 1271-1288.

76. Pilehvary А.А., Azar J.J., Shirazi S.A. State-of-the-art cuttings transport in horizontal wellbores. SPEDC, September. 1999. - Vol. 14, No 3. -P. 196 —200.

77. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей) / Дж. Грей, Г. Дарли // М.: Недра, 1985. с. 423-424. Свойства буровых растворов. М.: Недра. 1985 г.

78. Борисенко J1.B., Промывочные жидкости для бурения горизонтальных нефтяных и газовых скважин. Зарубежный опыт. М.: ГАНГ им. И. М. Губкина, 1998. 100 с.

79. Murphy В., Rowden М., Berkovsky L. Proactive fluids management makes tough directional well possible. Word oil. October 1999. 68 p.

80. Булатов А.И., Пеньков А.И., Просёлков Ю.М. Справочник по промывке скважины. Москва: Недра, 1984.

81. Пат. 2255197 РФ, С 1 Е 21 В 17/07. Гидромеханический амортизатор. / И.ГЛковлев. №2004107470/03; Заявлено 11.03.2004; 0публ.27.06.2005, Бюл.№.18

82. Пат. 2255198 РФ, С 1 Е 21 В 17/10. Центратор-турбулизатор шаровой. / И.Г.Яковлев. №2004107467/03; Заявлено 11.03.2004; Опубл.27.06.2005, Бюл.№.18

83. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Куйбышев: ВНИИТнефть, 1997. - 196 с.

84. Стандарт предприятия. СТП-39-2.1-003-2001 Освоение скважин в условиях пластовых давлений близких к гидростатическим и техногенно сниженным. Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2001. - 55 с.

85. Усовершенствование физических и петрографических методов исследований коллекторов, включая составление методического руководства для производственных лабораторий. -М.: ВНИГНИ, 1972. 300 с.

86. Б.Ю. Вендельштейн, В.М. Ильинский, Ю.А. Лимбергер и др.// Исследования в открытом стволе нефтяных и газовых скважин / Под редакцией Н.А. Севостьянова. М.: Недра, 1984. - 230 с.

87. Технические условия. ТУ 4523-010-05753336-2000. Цементировочный агрегат ЦА-320. — Тюмень:АО Сибнефтемаш, 2000.

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

89. Булатов А.И., Качмар Ю.Д., Макаренко П.П., Яремийчук Р.С. Освоение скважин: Справочное пособие / Под ред. Р.С. Яремийчука. М.: ООО "Недра-Бизнеспентр", 1999. - 473 е.: ил.

90. Салтыков В. В. Разработка и исследование промывочной жидкости для вскрытия продуктивных пластов с повышенным содержанием глинистых минералов (на примере месторождений Севера Тюменской области). Диссертация канд. техн. наук. Тюмень, 2001 — 163 с.

91. Наумов А.Л. О литологических залежах углеводородов на севере Западной Сибири / А.Л. Наумов, Т.М. Онищук, Н.П. Дядюк и др. // НТЖ Геология нефти и газа. -М.: ЗАО "ГЕОИНФОРММАК" 1979. №8.- С. 15-20.

92. Бородкин В.Н. Условия формирования и фации ачимовской толщи севера Западной Сибири / В.Н. Бородкин, A.M. Брехунцов // Науч.-техн. журн. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 1999. -№5. -С. 10-16.

93. Нестеров И.И. Прогноз нефтегазоносности ачимовской толщи северной центриклинали Нижнепурского мегапрогиба / И.И. Нестеров, В.Н. Бородкин, В.Н. Высоцкий, Н.Х. Кулахметов // Советская геология, 1988. -№11. -С. 5-13.

94. РД 0158758-182-96. Технологический регламент по химической обработке бурового раствора при строительстве скважин на севере Тюменской области. -Тюмень: ТюменНИИГипрогаз, 1996. -58 с.

95. Булатов А.И. Буровые промывочные и тампонажные растворы: Учеб. пособие для вузов / А.И. Булатов, П.П. Макаренко, Ю.М. Проселков //М.: ОАО Недра, 1999. -424 с.

96. Яковлев И.Г. Гидромеханический амортизатор // Лучшие использованные технические решения: Материалы науч. практ. конф. г. Тюмень 2005. - Тюмень, изд-во Вектор Бук. - 2005.- С. 113