Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Экспериментальные исследования пенных систем для процесса промывки песчаных пробок в условиях низких пластовых давлений с использованием колонны гибких труб

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Экспериментальные исследования пенных систем для процесса промывки песчаных пробок в условиях низких пластовых давлений с использованием колонны гибких труб"

На правах рукописи УДК 622.279.7

ЮСУПХОДЖАЕВ МАНСУРХОДЖА АСАДОВИЧ

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПЕННЫХ СИСТЕМ ДЛЯ ПРОЦЕССА ПРОМЫВКИ ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК В УСЛОВИЯХ НИЗКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КОЛОННЫ ГИБКИХ ТРУБ

Специальность 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степ-кандидата технических наук

003469841=.

Москва - 2009

003469846

Диссертация выполнена в Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина.

Научный руководитель

д.т.н., профессор Ермолаев А.И.

Официальные оппоненты

д.т.н. Нифантов В.И. к.т.н. Губанов В.Б.

Ведущая организация

ОАО «ВНИИнефть» им. А.П. Крылова

Защита состоится « 3 » ини-ц^ 2009 г. в часов в ауд. 731 на заседании диссертационного совета Д.212.200.08 при Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу: 119991, ГСП-1, г. Москва, Ленинский проспект, д. 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина.

Автореферат разослан «_£_» 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

д.т.н., профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Промывка песчаных пробок пенами в условиях низкого пластового давления пласта представляет собой сложную техническую задачу. Практическое использование преимуществ пен требует создания достоверных расчетов промывки скважин.

Существующие методики гидравлических расчетов циркуляции пен в скважине можно разделить на две основные группы.

К первой группе относятся методики, в которых не учитываются реологические свойства пенных систем, причем коэффициент гидравлического сопротивления является постоянной величиной.

Ко второй группе относятся методики, в которых пенная система представляется псевдопластической жидкостью, а коэффициент гидравлического сопротивления определяется по реологическим свойствам пен. Для определения реологических параметров пенных систем необходимо измерять их реологические свойства при каждом изменении газосодержания. Такой подход к учету реологических свойств пенных систем обладает точностью, удовлетворяющей требованиям практики. Однако этот подход весьма трудоёмок и не всегда возможен в промысловых условиях. Различными авторами для упрощения учета реологических свойств пен при гидравлических расчетах были построены эмпирические зависимости, которые не являются универсальными.

В силу нестабильной структуры пенных систем учет их конкретных реологических свойств при проведении гидравлических расчетов, моделирующих процесс промывки скважин, является сложной задачей. Сложность учёта реологических свойств пенных систем в гидравлических моделях, обусловлена тем, что при изменении давления меняются свойства пены. В связи с этим актуальной задачей является разработка метода, обладающей более высокой степенью достоверности гидравлических расчетов при определении реологических свойств пенных систем по сравнению с существующими подходами.

Целью диссертационных исследований является разработка методики проведения гидравлических расчетов, необходимых для моделирования процесса промывки скважин пенами с учетом конкретных реологических свойств пен.

Основными задачами исследования, обеспечивающими достижение поставленной цели, являются:

1. Экспериментальное исследование реологических свойств пен с различным рецептурным составом при стандартных условиях (0,1 МПа, 293 К) и при давлении от 0,25 до 0,3 МПа.

2. Проверка достоверности известных зависимостей, определяющих реологические свойства пенных систем по экспериментальным данным.

3. Учет реологических свойств пенных систем при гидравлических расчетах.

4. Проверка достоверности гидравлических расчетов промывки скважин ленными системами по данным конкретной скважины.

Защищаемые положения.

1. Методика и результаты экспериментальных исследований процесса промывки скважин пенными системами.

2. Гидравлический расчет процесса промывки скважин пенной системой, основанный на ее представлении псевдопластической жидкостью, и учитывающий параметры консистентности к и нелинейности п пенных систем, полученных под давлением.

Научная новизна.

1. Проведены эксперименты, позволившие изучить реологические свойства пенных систем при давлении 0,25 и 0,3 МПа.

2. Выявлена необходимость учета рецептурных особенностей пенных систем, используемых для промывки скважин от песчаных пробок, в гидравлических расчетах.

3. Разработан метод определения параметров консистентности к и нелинейности п пенных систем, и доказана его применимость.

4. Получен метод с более высокой точностью определяющий параметры кон-систентности к и нелинейности п пенных систем по сравнению с существующими методами.

Практическая ценность н реализация в промышленности.

1. Проведена промывка песчаных пробок в скважине № 140 ПХГ Газли на основе рекомендаций, полученных в диссертационной работе.

2. Гидравлический расчет основных параметров промывки скважины №140 ПХГ Газли осуществлен с учетом экспериментально полученных параметров консистентности к и нелинейности п пен.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались на научных семинарах кафедры Разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. На 7-й Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». (Москва, 2007).

Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано 4 печатные работы, в том числе, 3 статьи, из них 1 статья в научно-техническом журнале, включенном в перечень ВАК РФ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, выводов и списка литературы. Работа изложена на 127 страницах, включает -3 рисунков, 11 таблиц. Список литературы содержит 91 наименование.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность диссертационной работы, сформулированы её цель и задачи.

В первой главе приведен обзор и анализ литературы, посвященный тематике диссертационной работы. В изучение свойств пенных систем большой вклад внесен A.B. Амияном, В.А. Амияном, Д.Р. Ексеровой, К. Икоку, А.Е. Козловским, A.B. Козловым, П.М. Кругляковым, В.И. Коваленко, Е.Г. Леоновым, Ю.С. Лопатиным, И.П. Лукьяновым, В.И. Нифантовым, Ж, Окпо-

бири, А.Н. Саламатиным, A.M. Яковлевым и др.

Описан механизм разрушения призабойной зоны пласта, приводящий к образованию песчаных пробок в скважинах, проанализировано влияние песчаной пробки на режимы работы скважины. Приведена технология промывки песчаных пробок с применением пенных систем, с глушением и без глушения скважин с использованием колонны гибких труб. Отмечены характеристики пенных систем, а так же их преимущества по сравнению с несжимаемыми и аэрированными жидкостями.

Пенные системы относятся к псевдопластическим жидкостям, поведение которых можно описать степенной зависимостью:

г = кШШ-Г, (])

где к - параметр консистенции и п - показатель нелинейности; г- касательное напряжение; у - скорость сдвига, <р - истинное газосодержание.

Основными факторами, определяющими реологические свойства пенных систем, являются истинное газосодержание, дисперсность и рецептура. При <р>0,5 пузырьки начинают взаимодействовать между собой, а при <р>0,74 оболочки пузырьков начинают деформироваться, что вызывает значительное изменение реологических свойств пенных систем. По результатам исследования К. Икоку и Ж. Окпобири максимальное значение параметра консистенции к соответствует газосодержанию р=0,92. Следует заметить, что при <р<0,5 пена представляет собой эмульсию с низкой концентрацией газовых пузырьков в пенообразующей жидкости. При <р<0,5 пузырьки практически не взаимодействуют между собой, и пенная система меньше проявляет свои специфические реологические свойства. В этом случае реологические свойства пенной системы в большей степени зависят от реологических свойств пенообразующей жидкости. Кроме того, при насыщении пенных систем твердой фазой происходит увеличение параметра консистентности к.

Учет изменения реологических свойств пенных систем в гидравлических расчетах является сложной задачей при их циркуляции в скважине.

Выше отмечено, что существующие гидродинамические модели процесса промывки скважин пенными системами можно разделить на две группы (направления в моделировании процессов промывки).

Первая группа гидравлических расчетов рассматривает пенную систему в качестве псевдопластической жидкости, где описываются изменяющиеся в потоке реологические свойства пены, и представляют собой численное решение уравнения:

<1Р 4-г

(2)

где Р - давление, Па; Я - осевая координата, м; р - плотность среды, кг/м3; т -касательное напряжение, Па; ¿э - гидравлический диаметр канала потока, м.

Учтены особенности ламинарного и турбулентного режимов. Соотношение истинного <р и расходного /? газосодержаний при турбулентном режиме определяется зависимостью для аэрированной жидкости, поэтому движение пены описывается теми же уравнениями что и для аэрированной жидкости. При ламинарном режиме течения пенная система рассматривается как сжимаемая псевдопластическая жидкость, и коэффициент гидравлического сопротивления определяется исходя из реологических свойств пенных систем. Для учета реологических свойств пенных систем необходимо при каждом значении (р снимать реологическую кривую пены на вискозиметре. Однако из-за большой трудоемкости такой подход определения реологических свойств пенных систем не всегда возможен.

В связи с этим некоторыми исследователями предложены зависимости определяющие параметры консистентности к и нелинейности п от газосодержания:

|1(Г}(1+3.6?) <Р< 0.5;

(ехр(16.33? -14.04) ?£0.5;

[1 ? <0.5;

Отметим, что зависимости (3) не являются универсальными.

Вторая группа гидравлических расчетов базируется на пространственном определении характеристик течения пены. Решение уравнения (2) осуществляется практически без учета реологических параметров консистентно-сти к и нелинейности п или их изменчивости в процессе циркуляции пены, где коэффициент гидравлического сопротивления принимается константой. Однако у специалистов нет единого мнения о численном значении этой константы. Связь между фазами определяется с учетом взаимного проскальзывания посредством использования различных коэффициентов.

Анализ предыдущих работ показал, что для более точного моделирования процесса циркуляции пен в скважине требуется разработка более достоверной методики, которая смогла бы учесть изменяющиеся в процессе циркуляции свойства пенных систем. Для этого необходимо детальное изучение реологических свойств пен и их апробация на конкретном промысловом примере.

Итогом этого раздела является постановка основных задач по изучению свойств пенных систем, чему посвящены следующие главы диссертации.

Во второй главе представлены результаты лабораторных исследований реологических свойств пенных систем. Приведены результаты по изучению влияния пенообразователя (сульфанола сухого) и стабилизатора (кар-боксиметилцеллюлозы КМЦ-9Н, сухой) на такие свойства пенных систем, как устойчивость, кратность и плотность.

Исследования проведены при концентрации сульфанола 0,5 % и 1 %, при добавлении КМЦ-9Н 0,5 %, 1 % и 1,5 %.

Описан способ получения пенной системы в лабораторных условиях. Пенные системы получены при сравнимых условиях для каждой рассматриваемой рецептуры.

В таблице 1 представлены зависимости плотности, газосодержания и объемов пенных систем от концентрации КМЦ-9Н.

в

Таблица 1 - Зависимость плотности от концентрации КМЦ-9Н.

Наименование компонентов и их концентрация, %. Газосодержание пены, ((>, д.ед. Плотность рп , кг/м3 Объем Уп, СМ1

Сульфанол - 0,5 0,833 205 1000

Сульфанол - 0,5 КМЦ-9Н-0.5 0,8014 250 1000

Сульфанол - 0,5 КМЦ-9И-1 0,777 270 800

Сульфанол - 0,5 КМЦ - 9Н - 1,5 0,73 295 760

С увеличением концентрации стабилизирующего компонента КМЦ-9Н уменьшается газосодержание пенных систем, что ведет к увеличению плотности и уменьшению газосодержания.

Влияние концентрации стабилизатора КМЦ-9Н на устойчивость пен изучалось методом истечения пенообразующей жидкости из пен с течением времени (синерезиса), таблица 2.

Таблица 2 - Изменение газосодержания пен с течением времени.

Состав раствора (наименование компонентов) Конц. состава, % Время* до 40 мл. 9 Время* до 80 мл. <Р Время* до 110мл. V

Сульфанол 0,5 4 мин 0,8 7 мин 0,87 12 мин 0,9

Сульфанол 1 5 мин 0,8 8 мин 0,86 14 мин 0,9

Сульфанол КМЦ-9Н 0,5 0,5 9 мин 0,82 16 мин 0,86 24 мин 0,9

Сульфанол КМЦ-9Н 0,5 1 11 мин 0,78 18 мин 0,83 30 мин 0,86

Сульфанол КМЦ-9Н 0,5 1,5 24 мин 0,76 38 мин 0,82 43 мин 0,86

Сульфанол КМЦ-9Н I 0,5 13 мин 0,82 21 мин 0,86 31 мин 0,9

Сульфанол КМ1Д-9Н 1 1 15 мин 0,78 25 мин 0,83 38 мин 0,86

Сульфанол КМЦ-9Н I 1,5 21 мин 0,74 35 мин 0,8 40 мин 0,89

* - время осаждения фиксированного количества пенообразующей жидкости.

Вместе с этим было проверенно изменение газосодержания пенных систем с течением времени, т.е. их устойчивость.

Результаты исследования показали, что повышение концентрации КМЦ-9Н увеличивает устойчивость и плотность пенных систем. Поэтому для промышленного применения пен, стабилизирующие компоненты желательно добавлять в небольших количествах, во избежание длительного процесса дегазации (разрушения) пенных систем.

Измерение реологических свойств пенных систем проводилось на ротационном вискозиметре «ОРГГЕ-ЮОО» при стандартных условиях и при давлении 0,25 и 0,3 МПа.

Максимальная емкость измерительной ячейки вискозиметра «ОР1ТЕ-• 1000» равна 60 см1, а требуемый объем заполнения вискозиметра для проведения измерений равен 40 см3. Для получения измеряемого объема 40 см3 при давлениях 0,25 и 0,3 МПа, пена была подготовлена объемом 60 см3 при стандартах условиях.

Полученные результаты реологических измерений пенных систем с добавлением 0,5 % и 1 % сульфанола и 0,5 %, 1 % и 1,5 % КМЦ-9Н представлены в виде зависимостей касательных напряжений от скорости сдвига. Результаты, полученные при стандартных условиях, сопоставлены с результатами, полученными при давлении 0,25 и 0,3 МПа. Кроме того, в графическом и табличном виде представлены параметры консистенции к и нелинейности п рассмотренных пенных систем.

Сопоставление значений касательных напряжений от скорости сдвига пенных систем с содержанием сульфанола 0,5 % и 1 % показали незначительное расхождение между ними (рис. 1).

Рис. 1 - Зависимости касательных напряжений от скорости сдвига пенной системы на основе 0,5 % и 1 % сульфанола, при концентрации КМЦ-9Н; -А. - без добавления КМЦ-9Н, <?=0,83\ -Х- . КМЦ-9Н (0,5 %), <р~0Ж - КМЦ-9Н (1 %), <р=0,77; -0- - КМЦ-9Н (1,5 %), <р=0,73; пунктирные линии относятся к пене на основе 1 % сульфанола.

Как видно при большей концентрации КМЦ-9Н касательное напряжение от скорости сдвига имеет большую величину. Данный факт подтверждает влияние концентрации стабилизатора на газосодержание и вязкость пен. Установлено, что при равных условиях пенообразования увеличение концентрации стабилизатора КМЦ-9Н приведет к уменьшению газосодержания. Следовательно, реологические характеристики пен концентрацией 1 % и 1,5 % КМЦ-9Н, несмотря на их меньшие газосодержания, будут выше, чем у пен без добавления КМЦ-9Н.

Изменение характера кривых касательного напряжения от скорости сдвига пены составом 0,5 % сульфанола и 0,5 %, 1 % и 1,5 % КМЦ-9Н при давлении 0,3 МПа проиллюстрировано на рис. 2.

1.Па

Рисунок 2 - Зависимость касательных напряжения от скорости сдвига при стандартных условиях и при давлении 0,3 МПа, пены на основе 0,5 % сульфанола, при добавлении КМЦ-9Н: -Х- - КМЦ-9Н - (0,5 %), <р=0,55- -А. - КМЦ-9Н - (1 %). <¡=0,53 ; - КМЦ-9Н -(1,5 %), <р~0,51\ пунктирные линии относятся к замерам, полученным при стандартных условиях.

Следует заметить, что касательное напряжение от скорости сдвига пенной системы с концентрацией 1,5 % КМЦ-9Н при газосодержании <р-0,51 незначительно отличается от касательного напряжения пены с концентрацией 0,5 % КМЦ-9Н при газосодержании <р=0,83.

При повышении давления, т.е. при уменьшении газосодержания пены будут стремиться к реологическим свойствам пенообразующих жидкостей.

Расчетные зависимости (3), сопоставлены с результатами экспериментов. С этой целью расчетные значения консистентности к и нелинейности п, полученные по зависимостям (3) подставлялись в формулу (1). На рис. 3 представлены зависимости касательных напряжений от скорости сдвига полученные экспериментальным и расчетным путем.

Т.П»

Рис. 3. Зависимость касательных напряжений от скорости сдвига пенных систем на основе 0,5 % сульфанола, при концентрации КМЦ-9Н: -Л- - без добавления КМЦ-9Н, газосодержание 0=<Ш); - КМЦ-9Н (0,5 %), (<р=0,80У, -А- - КМЦ-9Н (1 %). ((>=0,77); _о_ . КМЦ-9Н (1,5 %), (<р=0,73), пунктирные линии получены по зависимости (3).

Таблица - 3 Экспериментальные и расчетные параметры консистентности к и нелинейности п пен при различных концентрациях сульфанола и КМЦ-9Н.

Содержание КМЦ-9Н, % в пене на основе 0,5% сульфанола. Конц. газа в пене, </>, ед. Опытные параметры. Расчетные параметры, по зависимостям (3).

нелинейности, п консистентно-:ти, к. Па с" нелинейности, п консистентно-ли, к, Па с"

- 0,833 0,3 2 0,60 0,64

0,5 0,8014 0,3 3,39 0,66 0,38

1 0,777 0,36 4,3 0,69 0,25

1,5 0,73 0,38 5,4 0,75 0,12

Экспериментально полученные зависимости касательных напряжений от скорости сдвига пена газосодержаниями <р=0,83, <р=0,72, <р=0,637 и у>=0,568, сопоставлена с расчетными зависимостями, полученными по (3) на рис. 4.

ИП|

•

»

——ri

, ■ .«1

,........

Г. о

О 190 300 430 ООО 750 ИЗО 1060 1200

Рис. 4 - Зависимость касательного напряжения от скорости сдвига пенной системы на основе 0,5 % сухого сульфанола, при газосодержаниях р: - р=0,83; -X— - <р=0,72; JL -(j=0,637 (0,25 МПа); -S- - у 0,568 (0,3 МПа); пунктирные линии получены по расчетным зависимости (3).

Зависимость параметра консистенции к и нелинейности п от газосодержания <р пенных систем приведены на рис. 5-6.

К П» с"

а

о ——~ о

0,5 0,55 0,6 0,65 0,7 0,75 0,6 0,85 9

Рис. 5 - Зависимость параметра консистентности от газосодержания пен: -В— - экспериментальная кривая пенной системы на основе 0,5 % сухого сульфанола; -В— - кривая, полученная по зависимости (3).

0,9 0.8 0.7 0,6 0.5 0,4 0.3 0.2 0.1 О

0.5 0,55 0.6 0.65 0,7 0.75 0,8 0,85 9

Рис. 6 - Зависимость параметра нелинейности от газосодержания пен: -в- - экспериментальная кривая пенной системы на основе 0,5 % сухого сульфанола; -в— • кривая, полученная по зависимости (3).

Как видно уменьшение газосодержания в пене приводить к понижению ее реологических свойств. Следовательно, при дальнейшем понижении газосодержания пены ее реологические свойства будут близки к реологическим свойствам пенообразующей жидкости.

Опираясь на полученные результаты можно отметить, что при моделировании процесса промывки скважин от песчаных пробок в условиях низких пластовых давлений необходимо использовать реологические свойства пен при газосодержаниях <р<0,5.

В третьей главе приведены результаты апробации предложенного метода по учету реологических свойств пенных систем для определения коэффициента сопротивления в гидравлических расчетах.

Рассмотрены две модели движения пенной системы в вертикальных трубах. Применимость моделей апробирована на основе промысловых данных промывки скважины №140 ПХГ Газли.

В качестве первого направления применена методика Е.Г. Леонова. Для определения коэффициента гидравлического сопротивления использованы

экспериментальные параметры консистенции к и нелинейности п пен, полученные при давлении 0,3 МПа.

Для турбулентного режима уравнение записано, в виде:

^ = ё\рл-<р)+рг<р]^~^[(рр10] (4)

где Р — давление, <р — истинное газосодержание, рг и рж — плотности газа и жидкости, 1)ги\)д, — скорости газа и жидкости, Я — коэффициент сопротивления.

Знак "-" в уравнении для нисходящего потока, где 1=0,06 и отношение между истинным и расходным газосодержаниями задается по формуле:

VТг „

(5)

Знак "+" для восходящего потока, где А=0,05 и отношение между истинным и расходным газосодержаниями задается:

<р = 0.81/?-/, (6)

[1.0

где /= . (7)

Число Фруда определяется по формуле:

б2

При ламинарном режиме течения связь между истинным и расходным газосодержанием равна следовательно х>п - и, = х>ж скорость газовой и жидкой фазы равна, ъп — скорость пены. Тогда уравнение движения при ламинарном течении пены принимает вид:

<1р _ Л 2

(9)

где плотность пены р„ = рж{\-0)+ рг/3. Соответственно, знак "-" для нисходящего и знак "+" для восходящего течения.

Коэффициента гидравлического сопротивления Я при течении пены в трубе рассчитывается по формуле:

В кольцевом пространстве коэффициент гидравлического сопротивления Я подчиняется соотношению:

Переход от ламинарного к турбулентному режиму течения определяется по формуле:

считается, что при Ке>Яе^ режим течения турбулентный, а при Ке<Яе,р -ламинарный.

В главе подробно описан процесс промывки песчаной пробки в скважине №140 ПХГ Газли. Глубина залегания пласта - 700 м. Пластовое давление на момент проведения промывки - 1,6 МПа. Диаметр насосно-компрессорной трубы Онкт=0<073 м и диаметр колоны гибких труб с!кггг0,038 м. Промывка песчаных пробок осуществлена без глушения скважины при помощи колтюбинговой техники. Промывка осуществлена пеной с концентрацией сульфанола 0,5 % и КМЦ-9Н 1 %. Плотность пены при стандартных условиях составила р=320 кг/м3.

Опытные значения давления фиксировали по устьевым показаниям, при помощи манометров, на входе и на выходе из скважины при спуске промывочных труб на 200 м, 500 м, 600 м и 700 м.

Размыв песчаной пробки (расход песка) определялся по плотности промывочного раствора на выходе из скважины.

Учет параметров консистентности к и нелинейности п пенных систем в гидравлическом расчете осуществлен двумя методами: по расчетным зависимостям (3) и по предложенному в диссертационной работе методу, которая основана на учете экспериментальных данных, полученных на вискозиметре при давлении 0,3 МПа.

(П)

(13)

На глубине спуска промывочных труб 200 м гидравлический расчет при учете экспериментальных параметров консистентности к и нелинейности п полученных на вискозиметре при давлении 0,3 МПа точнее описывает процесс, (рис. 7).

Рис. 7 • Кривые распределения давлений по стволу скважины № 140 ПХГ Газли, расход пенообразующей жидкости £>ж=0,0019 и11с и азота СЬ2=0,018 м3/с. Опытные данные: о давление на входе в скважину Рвход=1,65 МПа; • давление на выходе из скважины Рвых=0,1742 МПа. Гидравлический расчет распределения давления по стволу скважины при различных учетах параметров кн п:-Опытные значения параметров к=0,955 и п=0,4б:---Значение к и п по расчетным зависимостям (3).

На рис. 8 представлены значения расчетных и промысловых давлений на глубине 700 м спуска колонны гибких труб.

Результаты расчетов показали, что при использовании экспериментальных параметров консистентности к и нелинейности и точность гидравлического расчета повышается. Данный факт объясняется тем, что при использовании реальных параметров пенных систем, снятых на вискозиметре при давлении 0,3 МПа, в гидравлическом расчете учитываются рецептурные особенности и газосодержание. При промывке скважин в условиях низких пластовых давлений газосодержание пен варьирует с <р=0,83 до <р=0,3. Исполь-

зование реологических свойств пен снятых при давлении 0,3 МПа (<р=0,5) в гидравлическом расчете обеспечивает лучшее приближение.

О 100 200 300 400 500 600 700 800

L.M

Рис. 8 - Кривые распределения давлений по стволу скважины К» 140 ПХГ Газли, расход пенообразующей жидкости Qx=0,00l9 mj/c и азота QNi=0,03S и3Ic. Опытные данные: о давление на входе в скважину Рвход"Э,39 МПа; • давление на выходе из скважины Рвых=0,3296 МПа. Гидравлический расчет распределения давления по стволу скважины при различных учетах параметров кип: — Опытные значения параметров к=0,955 и п=0,46. - — Значение к н п по расчетным зависимостям (3).

Насыщение пены твердой фазой приводит к увеличению вязкости.

Как отмечают А.Е. Козловский и A.B. Козлов, при насыщении пенной системы твердой фазой параметр консистенции к увеличивается. Максимальное значение параметра консистенции к достигается при концентрациях твердых частиц 5+15 %. Для более точного описания восходящего потока трехфазной пены в гидравлическом расчете предлагается учитывать реологические свойства пенных систем с присутствием в ней твердой фазы (песка).

Результаты гидравлических расчетов подтверждают, что для достоверного описания нисходящего потока следует учитывать экспериментально полученные параметры консистентности к и нелинейности п пенных систем при давлении 0,3 МПа. Для восходящего потока при течении трехфазной пе-

ны следует учитывать параметры коисистеитности к и нелинейности и, полученные при газосодержаниях от <р=0,7 до (р=0,8.

Для подтверждения сделанных выводов в диссертации представлены гидравлические расчеты с учетом параметров консистентности к и нелинейности п, которые были получены при различных значениях газосодержания. Кроме того, представлены гидравлические расчеты с учетом пен различной концентрации КМЦ-9Н. Результаты расчетов сопоставлены с промысловыми данными промывки скважины № 140 ПХГ Газли (рис. 9, 10).

0 100 200 300 400 500 600 700 600

1»м

Рис. 9 - Кривые распределения давлений по стволу скважины № 140 ПХГ Газли, расход пенообраэующей жидкости £>ж~0,0019 м'/с и азота £)«=0,035 м3/с. Опытные данные: о давление на входе в скважину Рвход=3,39 МПа; • давление на выходе из скважины Рвых=0,329 МПа. Гидравлический расчет распределения давленяй по стволу

скважины при различных газосодержаниях, <р:- Значение к=0,955 и п=0,46 при <р=0,5;

• - - * Значение к= 1,43 и п-0,41 при <р=0,6;---Значение к=2,55 и п=0,3 при <р=0,7;

---Значение к=3,39 и п=0,3 при ср=0,8.

На рис. 9 показано, что при отсутствии твердой фазы в восходящем потоке результаты гидравлического расчета с использованием параметров консистентности к и нелинейности п, полученных при газосодержаниях (о=0,6 и {9=0,5 пеной системы более близки к промысловым значениям.

О 100 200 300 400 500 ß00 700 600

L.M

Рис. 10 • Кривые распределения давлений по стволу скважины № 140 ПХГ Газли, расход пенообразующей жидкости <2ж= 0,0019 м^/с и азота Qm"0,03S м /с. Опытные данные: о давление на входе в скважину Рвход=Э,Э9 МПа; • давление на выходе из скважины Рвых=0,Э29 МПа. Гидравлический расчет распределения давления по стволу скважины при различных рецептурах пены: • • - • Значение к =0,40 и п=0,51 пены

Сульфанол - 0,5 %.- Значение к=0,955 и п=0,4б пены Сульфанол - 0,5 % и КМЦ-9Н -

1 %.---Значение к=1,Э и п«0,57 пены Сульфанол - 0,5 % и КМЦ-9Н - 1,5 %.

С насыщением пены твердой фазой результаты гидравлического расчета лучше совпадают при газосодержании /р=0,8 с показаниями давления измеренными на скважине. Поэтому для заданной рецептуры пены учет параметров консистентности к и нелинейности п при газосодержании tp>0,7, позволяет повысить точность гидравлических расчетов для моделирования процесса восходящего течения.

Увеличение концентрации КМЦ-9Н в пене приводит к дополнительным потерям давления при циркуляции пены в скважине. Следовательно, повышение концентраций КМЦ-9Н в пене требует увеличения давления нагнетания.

Во втором направлении рассмотрена гидравлическая модель В.А. Амия-на и A.B. Амияна, в которой коэффициент гидравлического сопротивления принимается постоянной величиной. В данном случае для уточнения коэффи-

циента гидравлического сопротивления для нисходящего течения в трубе и для восходящего течения в кольце учитывались экспериментальные значения параметров консистенции к и нелинейности п пен. Для определения гидравлического сопротивления были использованы формулы, используемые в модели Е.Г. Леонова.

На рис. 11 сопоставлены результаты расчетов по двум гидравлическим моделям, первая Е.Г. Леонова и вторая В.А. Амияна и A.B. Амияна с промысловыми значениями давления при циркуляции пены в скважине.

им

Рис. 11 - Кривые распределения давлений по стволу скважины № 140 ПХГ Газли, расход пенообразующей жидкости Qж-0,OOI9 м /с и азота

Опытные данные: о давление на входе в скважину Рвход=3,39 МПа; • давление на выходе из скважины Рвых=0,329 МПа.

-Распределение давления, по первой модели, коэф. сопротивления в трубе Х=0,06 и в

кольце Х=0,07 рассчитан по экспериментальным параметрам к=0,955 и п=0,46.

.... Распределение давления, по второй модели, коэф. сопротивления в трубе Х=0,06 и в кольце Х=0,07 рассчитан по экспериментальным параметрам к=0,955 и п=0,46.

Основные выводы и результаты работы:

1. Проведенные экспериментальные исследования реологических свойств пенных систем показали, что они в диапазоне газосодержания (/>=0,50 и <р=0,84 относятся к псевдопластическим жидкостям.

2. Выявлена требуемая концентрация ПАВ и стабилизатора КМЦ-9Н, обеспечивающая оптимальную реологию и устойчивость пены.

3. Апробация расчетных зависимостей (3) показала их неуниверсальность.

4. При повышении давления реологические свойства пенных систем стремятся к свойствам пенообразующей жидкости. Следовательно, в процессе промывки на параметры консистенции к и нелинейности п пен в большей степени будет влиять их рецептурный свойств.

5. Установлено, что при восходящем потоке для более достоверного моделирования процесса промывки при течении трехфазной смеси следует использовать экспериментально полученные при стандартных условиях параметры консистентности к и нелинейности п пен.

6. Установлено, что при нисходящем потоке использование в гидравлических расчетах реологических свойств пенных систем при давлении 0,3 МПа, способствует повышению точности гидравлического расчета моделирующего процесс промывки скважин от песчаных пробок пенами.

7. Показана применимость гидравлической модели Е.Г. Леонова для описания процесса промывки песчаных пробок.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Тимашев А.Н., Юсупходжаев М.А. Гидравлический расчет промывки песчаных пробок на месторождениях с низким пластовым давлением / Тезисы докладов 7-ой научно-технической конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России", Москва, 2007, стр. 163-164.

2. Юсупходжаев М.А., Галкин М.В. Математическая модель промывки песчаной пробки на газовых и газоконденсатных скважинах пенными системами с применением колонны гибких труб. - Журнал "Время колтюбин-га", № 2,2005, стр. 46-49.

3. Юсупходжаев М.А., Семигласов Д.Ю., Галкин М.В. Расчет и оценка основных технологических параметров при промывке песчаных пробок на газовых скважинах с применением колтюбинговой технологии. - Журнал "Время колтюбинга", № 4,2005, стр. 46-48.

4. Юсупходжаев М.А. Реологические свойства пенных систем при различных концентрациях и газосодержаниях. - Журнал "Газовая промышленность", № 5,2009, стр. 61 - 63.

Соискатель

Юсупходжаев М.А.

Подписано в печать 6. 0$", Формат 60x90/16 Бумага офсетная. Печать офсетная . Уел . п. л. Тираж -{¿РО экз. Заказ

Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина 119991, Москва, Ленинский проспект,65 Тел.(495) 930-93-49

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Юсупходжаев, Мансурходжа Асадович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1 ПРОБЛЕМЫ ПРОМЫВКИ ПЕСЧАННЫХ ПРОБОК НА ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ В УСЛОВИЯХ НИЗКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ.

Условия образования песчаной пробки в скважине. ^

Технология ликвидации песчаных пробок из скважин в

1.2. 17 условиях низких пластовых давлений.

1.3. Пенные системы в промывке песчаных пробок на скважинах с низким пластовым давлением.

1.5. Анализ существующих гидравлических моделей промывки скважин пенными системами.

1.6. Цели и задачи диссертационной работы.

ГЛАВА 2 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПЕННЫХ СИСТЕМ.

2.1. Основные представления о пенных системах.

2.2. Способ получения пенных систем в лабораторных условиях, кратность и плотность.

2.3. Исследование устойчивости пенных систем в лабораторных условиях.

2.4. Описание ротационного вискозиметра «ОПТЕ — 1000» и методики проведения реологических измерений пенных систем при стандартных условиях и при давлениях 0,25 и 0,3 МПа.

2.5. Зависимость касательных напряжений от градиента скорости. 60 Основные результаты и выводы экспериментальных исследований пенных систем.

ГЛАВА 3 ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПРОЦЕССА ПРОМЫВКИ СКВАЖИН ОТ ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК ПЕННЫМИ СИСТЕМАМИ.

3.1. Гидравлическая модель процесса промывки песчаных пробок на газовых скважинах на основе методики Е.Г. Леонова.

3.2. Проверка достоверности гидравлической модели Е.Г. Леонова с использованием экспериментальных параметров консистентности к и нелинейности п пен по конкретным данным промывки песчаной пробки пеной на скважине №

ПХГ Газли.

3.3. Апробация параметров консистентности А: и нелинейности л в гидравлической модели В.А. Амияна и A.B. Амияна. ЮЗ

3.4. Сопоставление результатов гидравлических расчетов на основе конкретных данных промывки скважины № 140 ПХГ Газли.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Экспериментальные исследования пенных систем для процесса промывки песчаных пробок в условиях низких пластовых давлений с использованием колонны гибких труб"

Промывка песчаных пробок в условиях низкого пластового давления представляет сложную техническую задачу из-за интенсивных поглощений промывочной жидкости пластом. В связи с этим возрастает потребность использования пенных систем и технологий, позволяющих осуществить промывку песчаных пробок без глушения скважин.

Проведенные исследования по изучению реологических свойств пенных систем [6, 18, 28, 33, 44, 50, 57, 60, 61, 64, 70, 72, 73, 74, 77, 87, 89, 91] показали, что пены относятся к псевдопластическим жидкостям, которые можно описать степенным законом с величиной консистенции к и нелинейности п.

Учет реологических свойств пенных систем в гидравлических расчетах, моделирующих процесс промывки скважин, является сложной задачей. Сложность учета реологических свойств пенных систем заключается в их нестабильности. Вследствие этого в существующих гидравлических моделях циркуляции пенных систем в скважине можно отметить два направления.

В первом направлении гидравлических моделей предполагается, что течение пены турбулентно; здесь коэффициент гидравлического сопротивления остается постоянной величиной.

Во втором направление гидравлических моделей пена рассматривается как псевдопластическая жидкость, где коэффициент гидравлического сопротивления определяется на основе учета параметров консистентности к и нелинейности пен п. Кроме того, в этом направлении учитываются переход от ламинарного режима к турбулентному. Для достоверного значений коэффициента гидравлического сопротивления по параметрам консистентности к и нелинейности пенных систем п следует определять по конкретным значениям, снятым на вискозиметре при каждом изменении газосодержания. Такой подход учета консистентности к и нелинейности параметров пенных систем п точен, однако весьма трудоемок и не всегда возможен. В этой связи некоторыми исследователями предложены зависимости, учитывающие реологические свойства пен степенной моделью через параметры консистентности к и нелинейности пенных систем п, которые зависят от газосодержания [71]. Однако такой подход не универсален.

Вследствие чего актуальной задачей является разработка метода, позволяющего использовать конкретные параметры консистентности к и нелинейности пен п, которые будут способствовать более точному моделированию промывки.

Целью диссертационных исследований является разработка методики проведения гидравлических расчетов, необходимых для моделирования процесса промывки скважин пенами с учетом конкретных реологических свойств пен.

Основными задачами исследования, обеспечивающими достижение поставленной цели, являются:

1. Экспериментальное исследование реологических свойств пен с различным рецептурным составом при стандартных условиях (0,1 МПа, 293 К) и при давлении от 0,25 до 0,3 МПа.

2. Проверка достоверности известных зависимостей, определяющих реологические свойства пенных систем по экспериментальным данным.

3. Учет реологических свойств пенных систем при гидравлических расчетах.

4. Проверка достоверности гидравлических расчетов промывки скважин пенными системами по данным конкретной скважины.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Юсупходжаев, Мансурходжа Асадович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ даССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ

1. Проведенные экспериментальные исследования реологических свойств пенных систем показали, что они в диапазоне газосодержания (р=0,50 и (,о-0,84 относятся к псевдопластическим жидкостям.

2. Выявлена требуемая концентрация ПАВ и стабилизатора КМЦ-9Н, обеспечивающая оптимальную реологию и устойчивость пены.

3. Апробация расчетных зависимостей (3) показала их неуниверсальность.

4. При повышении давления реологические свойства пенных систем стремятся к свойствам пенообразующей жидкости. Следовательно, в процессе промывки на параметры консистенции к и нелинейности п пен в большей степени будет влиять их рецептурный свойств.

5. Установлено, что при восходящем потоке для более достоверного моделирования процесса промывки при течении трехфазной смеси следует использовать экспериментально полученные при стандартных условиях параметры консистентности к и нелинейности п пен.

6. Установлено, что при нисходящем потоке использование в гидравлических расчетах реологических свойств пенных систем при давлении 0,3 МПа, способствует повышению точности гидравлического расчета моделирующего процесс промывки скважин от песчаных пробок пенами.

7. Показана применимость гидравлической модели Е.Г. Леонова для описания процесса промывки песчаных пробок.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Юсупходжаев, Мансурходжа Асадович, Москва

1. Абрамзон A.A. Поверхностно-активные вещества. Л., Химия, 1982.

2. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М. и др. Руководство по исследованию скважин. М.: Наука, 1995.

3. Амиян A.B. Исследования в области реологии двухфазной пены. -Нефтепромысловое дело, 1971, № 8, с. 14-17.

4. Амиян A.B. Некоторые вопросы гидравлики пенных систем. Газовая промышленность, 1976, № 4, с. 24-26.

5. Амиян В.А., Амиян A.B., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1980. 380 с.

6. Андриасов P.C., Сахаров В.А. Влияние поверхностного натяжения на кинематические характеристики движения газожидкостных смесей в трубах// Труды МИНХиГП им. И.М. Губкина, вып.55, 1965, с. 194-201.

7. Андриасов P.C., Сахаров В.А. Методы определения расходной газонасыщенности в скважинах// Труды МИНХиГП им. И.М. Губкина, вып.99, 1972, с. 33-39.

8. Афанасьев Е.Ф., Зотов Г.А. Об устойчивости призабойной зоны. -Нефтяное хозяйство", 1969, № 5, с. 96.

9. Ахметов A.A., Жуковский К.А., Шарипов А.М. и др. // Ликвидация пескопроявления при добыче газа Газовая промышленность. - 1998. -№9.- с. 20-22.

10. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Подземная гидромеханика. М. - Ижевск: институт компьютерных технологий, 2005.

11. Белкин И.М., Виноградов Г.В., Леонов А.И. Ротационные приборы. Измерение вязкости и физико-механических характеристик материалов. — Москва, 1968.

12. Блажевич В.А., Умрихина Б.Н. Новые методы ограничения притока воды в нефтяные скважины. М., Недра, 1974.

13. Бретшнайдер С. Свойства газов и жидкостей. Инженерные методы расчета М.: Химия, 1966, - 535 с.

14. Брилл Дж.П., Мукерджи X. Многофазный поток в скважинах. — Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006.

15. Вайншток С.М., Молчанов А.Г., Некрасов В .И., Чернобровкин В.И. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб. — М.: Изд. Академии горных наук, 1999.

16. Васильев В.К., Быков Т.И., Маркин A.A. Устойчивость пены под давлением. Журнал "Нефтепромысловое дело", стр. 27, № 5, 1976.

17. Глухов В.И., Кукес А.И., Петров A.A. Движение керна в восходящем потоке промывочной жидкости. //Совершенствование и внедрение технологии промывки и тампонирования скважин в условиях Восточной Сибири и Крайнего Севера. Л.: ВИТР, 1987.

18. Горшков Л. К., Будюков Ю. Е. Опыт бурения специальными алмазными коронками АЩП с продувкой воздухом. Алмазы и сверхтвердые материалы,: 1975, № 4, с. 16-18.

19. Горшков Л.К., Кирсанов А.И. Особенности технологии алмазного бурения с пеной. В кн.: Разработка и применение новых технических средств при геологоразведочном бурении. - М., ВПО "Союзгеотехника", 1984.

20. Горшков JI.K., Мендебаев Т.Н. Разведочное бурение с гидроизвлечением керноприемника. СПб.: Недра, 1994.

21. Грей Дж.Р., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). М.: Недра, 1985.

22. Зотов Г.А., Динков A.B., Черных В.А. Эксплуатация скважин в неустойчивых коллекторах. М.: Недра, 1987. С. 172.

23. Ивачев Л.М. Промывочные жидкости в разведочном бурении. М., Недра, 1975.

24. Кириллин В.А., Сычев В.В., Шейндлин А.Е. Техническая термодинамика. -М.: Энергоатомиздат, 1983.

25. Козлов A.B., Альфреду Ж. Оценка возможности бурения скважин с пенотранспортом керна по одинарной бурильной колонне. Докл. 3-го Международного симпозиума по бурению скважин в осложненных условиях. СПб.: Изд. СПГГИ, 1997.

26. Козловский А.Е., Козлов A.B. Бурение скважин с промывкой пены. М.: ЗАО "Геоинформмарк", 1999. - 114 с.

27. Козловский А.Е. Оптимизация технологии бурения с очисткой забоя пеной. Канд. дисс. Л.: ЛГИ им. Г.В. Плеханова, 1986.

28. Козловский А.Е., Сердюков С.Г. Новые направления исследований по оптимизации процесса бурения. Докл. 3-го Международного симпозиума по бурению скважин в осложненных условиях. СПб.: Изд. СПГГИ, 1997.

29. Коротаев Ю.П. Избранные труды. Том 1. М.: Недра, 1996.

30. Круглов В.Д., Кулаков М.В. Ротационных вискозиметры. М.: Машиностроение, 1984.

31. Кругляков П.М., Ексерова Д.Р. Пена и пенные пленки. М.: Химия, 1990.

32. Кудряшов Б.Б., Бобин Н.Е., Абызов С.С. Анализ и результаты применения метода теплового бурения для отбора проб при микробиологических исследованиях ледников. Изв. АН СССР. Сер. биол. 1980, № 3, с. 380-396.

33. Кудряшов Б .Б., Васильев И.М. Гидравлические сопротивления перемещению бурового снаряда на кабеле при выполнении спускоподъемных операций. Зап. СПГГИ. Т. 136. СПб., 1993.

34. Кудряшов Б.Б., Кирсанов А.И. Бурение разведочных скважин с применением воздуха. М.: Недра, 1990.

35. Кудряшов Б.Б., Климов В.Я. Анализ и основы расчета движения пены в скважине. В кн.: Методика и техника разведки. Л., ВИТР, вып.133, 1980, с. 56-61.

36. Кудряшов Б.Б., Козловский А.Е. Теория и расчет давления пены в циркуляционной системе скважины. В кн.: Разработка и применение новых технологических средств при геологоразведочном бурении. - М., ВПО "Союзгеотехника", 1984.

37. Кудряшов Б.Б., Мураев Ю.Д. К методике расчета давления пены в скважине. В кн.: Методика и техника разведки. Л., ВИТР, вып. 129, 1979, с. 23-31.

38. Кудряшов Б.Б., Чистяков В.К. Совершенствование технологии бурения и отбора проб в мерзлых породах и льдах. В кн.: Общее мерзлотоведение. Новосибирск, Наука, 1978, с. 111-123.

39. Кудряшов Б.Б., Чистяков В.К., Бобин Н.Е. Бурение скважин тепловым способом в ледниковом покрове Антарктиды. В кн.: Техн. и технол. геологоразвед. работ; орг. производства. М., ВИЭМС, 1977.

40. Кудряшов Б.Б., Чистяков В.К., Саламатин А.Н. Анализ тепломассообмена при колонковом бурении скважин плавлением. Антарктика. В кн.: Докл. межвед. комиссии АН СССР, вып. 11, М., Наука, 1979.

41. Кудряшов Б.Б., Яковлев A.M. Новая технология бурения скважин в мерзлых породах. Л., Недра, 1973.

42. Леонов Е.Г. Гидравлический расчет промывки скважин пеной. — "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море", № 7, 2004, с. 22-25.

43. Леонов Е.Г. Исследование некоторых осложнений при бурении скважин и разработка методов борьбы с ними: Докт. Дисс. М.: МИНХиГП, 1975.

44. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении. М.: Недра, 1987.

45. Леонов Е.Г., Финатьев Ю.П., Филатов Б.С. Влияние поверхностно-активного вещества на гидравлические сопротивления и структуру течения газожидкостной дисперсии в вертикальном кольцевом канале // Инженерно-физический журнал. — 1967. № 5.

46. Лиманов Е.Л., Медведев М.Ф. Методика расчета давления аэрированной жидкости в скважине. В кн.: Нефтегазоностность недр Казахстана, бурение и разработка месторождений. Алма-Ата, 1983.

47. Лопатин Ю.С., Мурадян И.М., Васюк В.М. Бурение многолетнемерзлых пород с применением поверхностно-активных веществ. Экспресс-информация, 1976, № 13, с. 15-17.

48. Лукьянов И.П. Оценка и совершенствование процессов дегазации промывочных жидкостей в устройствах циркуляционной системы при бурении скважин: Канд. Дисс. М.: МИНХиГП, 1985.

49. Малахов В.Ф., Амиян A.B., Сиротюк O.A., Фоменко З.Ф., Кочмар О.С. Новые пенообразователи для приготовления двухфазных пен. Журнал "Нефтепромысловое дело", стр. 13, № 5, 1980.

50. Марамзин A.B., Рязанов A.A. Бурение разведочных скважин в районах распространения многолетнемерзлых пород. М., Недра, 1971.

51. Махмутов Н.Р., Вельбой А.Н. Совершенствоание способа приготовления пенообразующих растворов. Журнал "Нефтяное хозяйство", стр. 55, № 3, 1977.

52. Межлумов А.О. Использование аэрированных жидкостей при проводке скважин. М., Недра, 1976.

53. Мурадян И.М. Выбор рационального типа аэратора. Новости нефтяной и газовой техники. Сер. Нефтепромысловое дело, 1976, № 6, с. 14-16.

54. Назаров С.Н., Качалов О.Б. Приток газа к скважине с песчаной пробкой на забое. Изв. вузов, серия "Нефть и газ", 1966. №2.

55. Нифантов В.И. Разработка методов вскрытия продуктивных пластов при строительстве и ремонте газовых скважин в осложнённых горногеологических условиях. Докт. Дисс. Ставрополь, 2001. - 400 с.

56. Одишария Г.Э., Точигин A.A. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей. Москва, 1998.

57. Парийский Ю.М., Пискачева Т.Ю. Термогидравлические процессы при бурении скважин и охрана окружающей среды. — JL: ВИТР, 1988.

58. Слюсарев Н.И. Выносные свойства пены. — В кн.: Вопросы промывки и крепления скважин и охрана окружающей среды. JL: ВИТР, 1988.

59. Слюсарев Н.И., Козловский А.Е. Исследование устойчивости пенных промывочных систем. — В кн.: Совершенствование технологических средств ССК и повышение эффективности их внедрения JL: ВИТР, 1987.

60. Слюсарев Н.И., Козловский А.Е. Технология и техника бурения геологоразведочных скважин с промывкой пеной. СПб.: Недра, 1996.

61. Тихомиров В.К. Пены. Теория и практика их получения и разрушения. 2-е изд., перераб. — М.: Химия, 1983. 246 с.

62. Требин Ф.А., Макогон Ю.Ф., Басниев К.С. Добыча природного газа. М.: Недра, 1981. 248 С.

63. Уилкинсон У.Л. Неньютоновские жидкости. Гидромеханика, перемешивание и теплообмен. М.: Мир, 1964.

64. Шахназаров A.A. Определение допустимой депрессии на пробкообразующие пласты. Нефтяное хозяйство, 1969, № 5, с. 35.

65. Юсупходжаев М.А., Галкин М.В. Математическая модель промывки песчаной пробки на газовых и газоконденсатных скважинах пенными системами с применением колонны гибких труб. Журнал "Время колтюбинга", стр. 46, № 2, 2005.

66. Юсупходжаев М.А., Семигласов Д.Ю., Галкин М.В. Расчет и оценка основных технологических параметров при промывке песчаных пробок на газовых скважинах с применением колтюбинговой технологии. — Журнал "Время колтюбинга", стр. 46, № 4, 2005.

67. Яковлев A.M., Коваленко В.И. Бурение скважин с пеной на твердые полезные ископаемые. Д.: Недра, 1987.

68. Яковлев A.M., Саламатин А.Н. Методика расчета параметров циркуляции газожидкостных систем при бурении скважин. — В кн.: Совершенствование техники и технологии бурения скважин на твердые полезные ископаемые. — Свердловск, 1981.

69. Blauer, R.E., Mitchell, B.J. and Kohlaas, C.A. (1974) Determination of Laminar, Turbulent and Transitional Foam Flow Losses in Pipes. SPE no. 4885, 44th Annual California Regional Meeting of SPE, San Francisco.

70. Borwankar, P.R. and Case, S.E. (1997) Rheology of Emulsions, Foams and Gels. Curr. Opin. Colloid Interf. Sci., 2, 584-589.

71. Burley, R. and Shakarin, M. (1992) An Experimental Study of Foam Rheology in Straight Capillary Tubes. Int. Journal of Eng. Fluid Mech., 5, 2, 115-141.

72. Calvert, J.R. and Nezhati, K. (1986) A Rheological Model for a Liquid-Gas Foam. Int. J. Heat and Fluid Flow, 7, 3, 164-168.

73. Calvert, J.R. and Nezhati, K. (1987) Bubble Size Effects in Foams. Int. J. Heat and Fluid Flow, 8, 2, 102-106.

74. David, A. and Marsden, Jr S.S. (1969) The Rheology of Foam. SPE no. 2544, 44th Annual Fall Meeting, Denver.

75. Enzendorfer, C., Harris, R.A., Valko, P., Economides, M.J., Fokker, P.A. and Davies, D.D. (1995) Pipe Viscometry of Foams. Journal of Rheology, 39, 2, 345-358.

76. Hanselmann, W. and Windhab, E. (1996) Foam Flow in Pipes. Applied Rheology, 253-260.

77. Harris, P.C. (1985) Effects of Texture on Rheology of Foam Fracturing Fluids. SPE no. 14257, 60th Annual Technical Conference and Exhibition of SPE, Las Vegas.

78. Harris, P.C. and Reidenbach, V.G. (1987) High-Temperature Rheological Study of Foam Fracturing Fluids. Journal of Petroleum Technology, 613-619.

79. Harris, P.C. and Heath, S,J. (1996) High Quality Foam Fracturing Fluids. SPE no. 35600, SPE Gas Technology Symposium,Calgary.

80. Heller J.P., Kuntatukkula M.S. Critical Review of the Foam Rheology Literature. Industrials Engineering Research, 1987, vol. 26,-2, pp. 318-325.

81. Krug J. A. Foam pressure loss vertical tubing, Colorado School of Mines. Oil and Gas J., 1975, vol. 73, - 40, pp. 74 -78.

82. Laurier L. Schramm. Foams: Fundamentals and Applications in the Petroleum Industry. Washington, Dc, American Chemical Society, 1994.

83. Lord, D.L. (1981) Analysis of Dynamic and Static Foam Behavior. Journal of Petroleum Technology, 39, 45.

84. Mitchell B.J. Test dates fill theory dope an using foam as drilling fluid. Oil and Gas J., 1971, vol. 69, - 36, pp. 96 - 101.

85. Murray J.W, 1968 Parasite Tubing String Solves lost Circulation Problems. Oil and Gas Journal, May 27.

86. Okpobiri G. A., Ikoku C.U. Volumetric requirements bore foam and mist drilling operations. SPE Drilling Engineers, 1986, 1, 1, pp. 71 - 88.

87. Patton, J.T., Holbrook, S.T. and Hsu, W. (1983) Rheology of Mobility-Control Foams, SPEJ, 456.

88. Sanghani, V. and Ikoku, C.U. (1983) Rheology of Foam and its Implications in Drilling and Cleanout Operations. Journal of Energy Resources Technology, 105,362-371.