Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование и разработка техники, технологии заканчивания скважин с неустойчивыми коллекторами

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Исследование и разработка техники, технологии заканчивания скважин с неустойчивыми коллекторами"

На правах рукописи УДК 622.245.42

АКСЕНОВА НАТАЛЬЯ АЛЕКСАНДРОВНА

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНИКИ, ТЕХНОЛОГИИ 3АКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН С НЕУСТОЙЧИВЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2004

Работа выполнена в Научно-исследовательском и проектном институте технологий строительства скважин «НИПИ ТСС» при Государственном общеобразовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ГОУ ВПО ТюмГНГУ)

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Овчинников Василий Павлович

Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор

Агзамов Фарит Акрамович - кандидат технических наук Балуев Анатолий Андреевич

Ведущее предприятие: - Общество с ограниченной ответственностью

«Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Защита состоится "19" июля 2004 года в 8™ часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского государственного университета по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72.

Автореферат разослан "19" июня 2004 года.

Ученый секретарь диссертационного совета,

д-р. техн. наук, профессор В.П. Овчинников

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Приток пластового флюида в скважину, как на этапах освоения, так и при последующей ее эксплуатации определяется величиной депрессии в интервале продуктивного пласта. Изменение ее величины, непосредственным образом, сказывается на протекании фильтрационных процессов и на состоянии структуры порового пространства продуктивного пласта.

Так, например, повышенные значения депрессии в скважинах, вскрывающих сеноманские отложения, пласты - коллекторы которых представлены рыхлыми породами, приводят к разрушению призабойной зоны продуктивного пласта (ТОП), выносу песка в скважину и образованию песчаных пробок. По оценочным данным, на сегодня в 23% от общего фонда сеноманских скважин зафиксировано наличие выноса песка. Для снижения его поступления установлены ограничения по депрессии, число таких скважин в 2002 году было порядка четырехсот, что привело к значительному снижению уровня добычи газа.

Поэтому разработка технологий и технических средств оборудования при-забойной части ствола, обеспечивающих снижение уровня поступления твердых частиц горных пород в скважину, является актуальной проблемой для эффективной разработки нефтяных и газовых месторождений.

Актуальность этой проблемы ещё больше усиливается на перспективу вследствие постепенного увеличения доли трудноизвлекаемых запасов, из-за непрерывного ухудшения структуры коллекторов на действующих и неблагоприятной ее характеристики на вновь открываемых месторождениях, выработка запасов которых потребует массового применения химических, тепловых и других методов интенсификации.

РОС НАЦИОНАЛЬНАЯ БИБЛИОТЕКА

Цель работы

Повышение производительности работы газовых скважин, увеличение сроков их межремонтного периода эксплуатации путем разработки технологий и технических средств по предупреждению пескопроявлений.

Основные задачи исследований

1. Анализ геолого-промысловой характеристики неустойчивых коллекторов.

2. Изучение причин пескопроявлений, механизма разрушения слабосце-ментированных пластов и последствий выноса песка в скважину.

3. Анализ современного состояния существующих технических и технологических решений, по предупреждению выноса песка в скважину при заканчива-нии и эксплуатации скважин, их классификация.

4. Разработка требований и обоснование оптимальных физико-механических и конструктивных характеристик цементного фильтра.

5. Разработка рецептуры и исследование технологических свойств тампо-нажного материала, формирующего проницаемый тампонажный камень-фильтр.

6. Разработка технологии крепления призабойной зоны скважины с формированием в нем цементного фильтра.

7. Промышленная апробация и внедрение в производство предложенных решений, оценка их эффективности.

Научная новизна выполненной работы

1. Выявлены и классифицированы основные причины движения пластового песка из слабосцементированных пластов.

2. Научно обоснованы требования к параметрам фильтра для предотвращения пескопроявлений. Предложена методика оценки эффективности цементного фильтра из условий обеспечения максимально возможного дебита скважины.

3. Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена возможность создания в интервале продуктивного пласта проницаемого цементного камня-фильтра. Объяснен механизм и химизм процесса его формирования.

4. Разработана конструкция и технология оборудования призабойной зоны продуктивного пласта неустойчивых коллекторов специальным тампонажным. составом.

Практическая ценность и реализация работы

Разработанная рецептура тампонажного состава, формирующего проницаемый цементный камень, и технология его формирования на забое позволяет уменьшить вынос песка в скважину. Отсутствие в предложенной технологии перфорационных работ, связанных с большими кратковременными динамическими нагрузками, предохраняет эксплуатационную колонну, продуктивный пласт, цементное кольцо выше и ниже фильтра от разрушения.

Результаты исследований вошли в нормативные документы (инструкции, стандарты предприятий, технико-технологические предложения) и будут реализованы при строительстве газовых скважин на месторождениях Западной Сибири.

Апробация результатов исследований

Проблема создания проницаемого цементного камня-фильтра для предотвращения выноса песка обсуждалась на конференциях: "Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий" (втор. Всеросс. науч-техн. конф. 1921 апр. 2000 г. -Тюмень: ТюмГНГУ, 2000); "Наука и технология углеводородных дисперсных систем" (второй Международный симпозиум 2-5 окт. -Уфа, 2000г.) "Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири" (научн.-техн. конф. молодых ученых и специалистов 12-15 марта 2001 г., Тюмень, СибНИИНП, 2001); "Повышение эффективности работы нефтегазодобывающего комплекса

б

Ямала путем применения прогрессивных технологий и совершенствования транспортного обслуживания" (г. Салехард, 11-12 июня 2002 г); "Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири" (ХШ Научно-практическая конференция молодых ученых и специалистов 17-21 мая 2004 г. -Тюмень, ООО "ТюменНИИгипрогаз", 2004).

Публикации

По материалам исследований опубликовано 15 научных работ, в том числе 4 статьи, 5 статей в сборнике докладов, 6 тезисов, заявка на изобретение.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 178 страницах машинописного текста, содержит 36 таблиц, 43 рисунка. Состоит из 5 разделов и заключения. Список использованных источников включает 114 наименований.

Неоценимую помощь при выполнении работы оказали сотрудники кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» ТюмГНГУ: д-р. техн. наук, профессор Овчинников В.П., д-р. техн. наук, профессор Кузнецов Ю.С. и сотрудники тампонажного управления филиала «Тюменбургаз» ДООО «Бургаз»: канд. техн. наук. Белей И.И., Коновалов B.C., сотрудники института «ТюменНИИгипрогаз»: Сохошко С.К., Баймурзина Т.Н.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во ведении показана актуальность проблемы, основные направления и пути ее решения, определены цель и задачи исследований, сформулированы научная новизна и практическая ценность работы.

В первом разделе работы приведено краткое описание геологического строения верхнеапт-сеноманского нефтегазоносного комплекса ЗападноСибирской плиты и дана геолого-промысловая характеристика неустойчивых коллекторов Уренгойской группы месторождений. Проведен анализ техническо-

го состояния сеноманских скважин Уренгойского месторождения. Выявлены причины и последствия выноса песка в скважину, предложена их классификация.

Продуктивная толща Западно-Сибирской плиты представлена чередующимися преимущественно песчаными и алеврито-глинистыми пачками различной толщины, часто линзовидной формы. Глинистые линзы не имеют значительной протяженности. Это обусловливает газодинамическую связь проницаемых пород абсолютно всех газовых залежей, как по площади, так и по глубине. Такая неоднородность строения продуктивного пласта оказывает определяющее влияние на технологический режим его эксплуатации. Анализ кернового материала показал, что содержание глины и карбонатов для коллекторов с низкими фильт-рационно-емкостными свойствами (ФЕС) составляет 42-62 %, а для коллекторов с высокими ФЕС 15-30 %, проницаемость изменяется от 0,002 до 3,5 мкм2, коэффициент открытой пористости 19,2-40,7 %, коэффициент газонасыщенности 0,040,90.

Ахметов А.А. разделяет коллекторы с высокими ФЕС на три типа: песчаники с высокими ФЕС, очень высокими ФЕС и сверхвысокими ФЕС -суперколлекторы. Главными признаками суперколлекторов является низкое содержание -до 6 % глинистых фракций, проницаемость их достигает 3,5 мкм2. Суперколлекторы имеют очень низкие прочностные свойства и способны разрушаться при минимальных депрессиях от 0,1 до 0,4 МПа, при этом они являются самыми продуктивными - 45-75 % дебита скважин приурочены к интервалам залегания суперколлекторов.

Опыт эксплуатации сеноманских скважин Уренгойского месторождения и фактические промысловые данные показывают ухудшение их технического состояния. В начальный период разработки УГКНМ (1978-1985 гг.) осложнений практически не наблюдалось. С 1990 г. в скважинах отмечается вынос песка. С 1994 г. число таких скважин увеличилось от 28 до 192 в 1999 г. В 1996 г. появились скважины, в которых наряду с выносом песка происходил вынос пластовой

воды. К 1999 г их число увеличилось от 14 до 72. Данные по выносу песка и одновременному выносу воды и песка представлены на рисунке 1.

¡994 ¡995 ¡996 ¡997 ¡998 ¡999 2000

Годы

□ Песок □ Вода и песок одновременно

Рисунок 1 - Динамика роста количества сеноманских скважин, осложненных выносом песка, воды и песка одновременно Средние значения выноса песка в сеноманских скважинах в зависимости от дебита колеблются от нескольких грамм до нескольких килограмм в сутки.

Вынос песка в скважину нельзя объяснять только поступлением пластовой воды, поскольку в большинстве случаев (в 73% осложненных скважин на УГКНМ) выносится только песок. Подтверждается это и тем, что песок выносится не сразу, а через 10-12 лет после начала эксплуатации.

Предложена классификация причин разрушения коллектора и выноса песка разделением их на три основные группы, исходя из условий возникновения: геологические (особенности залегания пласта-коллектора, литология), технологические (условия вскрытия пластов и эксплуатации скважин) и технические (конструкция забоя).

Геологические: глубина залегания пласта и пластовое давление; горизонтальная составляющая горного давления; степень сцементированности породы пласта, ее уплотненность и естественная проницаемость; характер добываемого флюида и его фазовое состояние; характеристика пластового песка (угловатость,

глинистость); внедрение подошвенных вод в залежь и растворение цементирующего материала; продолжительность выноса песка.

Технологические: дебит скважины; величина репрессии и депрессии на пласт; ухудшение естественной проницаемости (скин-эффект); фильтрационные нагрузки и нарушение капиллярного сцепления песка.

Технические: конструкция забоя; поверхность забоя, через которую происходит фильтрация (интервал вскрытия пласта, открыты или закупорены перфорационные каналы и т.д.).

Последствия выноса песка приводят: к снижению дебита из-за образования песчаных пробок; к разрушению обсадных колонн и фильтров (в результате уплотнения пород, проседания земной поверхности, абразивного износа и эрозии); к затратам на ликвидацию аварий; очистку добытого продукта от песка и его утилизацию.

Результаты комплексного анализа геолого-промыслового материала, причин разрушения слабосцементированных коллекторов и механизма выноса пластового песка позволили оценить условия, в которых происходит формирование цементного камня-фильтра и обосновать требования к его физико-механическим и конструктивным характеристикам.

Во втором разделе проведен анализ методов предотвращения пескопро-явлений при заканчивании скважин в интервалах залегания неустойчивых коллекторов.

В настоящее время наиболее рациональными путями борьбы с выносом песка являются: разработка технических и технологических решений по предупреждению обводнения скважин; создание новых конструкций забоя скважин; регулирование технологического режима эксплуатации скважин.

Основные методы эксплуатации пескопроявляющих скважин можно условно разделить на две группы:

- методы эксплуатации скважин с выносом песка на поверхность;

- методы эксплуатации с предотвращением выноса песка из пласта.

Для первой группы методов характерным является применение различных технико-технологических решений по обеспечению очистки добываемого пластового флюида от песка на устье или на забое.

Более эффективны методы борьбы с пескопроявлениями, в основе которых лежит принцип предотвращения выноса песка в скважину. С этой целью применяются химические, физико-химические, механические методы и их комбинации для крепления пород пласта в призабойной зоне скважин.

К механическим методам относятся противопесочные фильтры различной конструкции - гравийно-намывные, каркасногравийные, многослойные сетчатые, гравийно-набивные и другие.

Физико-химические методы закрепления коллекторов основаны на применении физических (температура, перепады давления и т.д.) и химических (химреагенты и продукты реакции) методов - коксование нефти в призабойной зоне, обработка призабойной зоны пласта реагентами с последующей термической обработкой.

Химические методы основаны на искусственном закреплении призабойной зоны пласта (ТОП) смолами, цементом с соответствующими наполнителями и т.д.

Технологические методы - особенности вскрытия и эксплуатации скважин: метод ограничения депрессии на пласт; водоизоляция подошвенных вод.

Последствиям разрушения коллектора, способам и средствам предупреждения выноса песка в процессе эксплуатации и заканчивания скважин посвящены работы многих исследователей: Дадыки В.И., Алишаняна P.P., Гольд-штейна В.В., Гамзатова С.М., Ашрафьяна М.О., Свиридова В.В., Мелика-Асланова Л.С., Рахимова Н.Р., Чарыева О.М., Арестова Б.В., Ахметова А.А., Ремизова В.В., Цайгера М.А., Спарлина Д.Д., Стейна Н., Сьюмена Д, Коберли С.Д., Элиса Р. и др.

Анализ результатов исследований по этому направлению выявил следующее.

Использование фильтров имеет ряд недостатков, ведущих к снижению потенциального дебита: засорение механическими примесями (песок, ил); бактериологическое зарастание фильтров; коррозия фильтров. Кроме того, использование фильтра связано с применением пакера, его надежной герметизацией.

Использование составов на основе смол требует проведения дополнительных трудоемких операций по получению проницаемого состава для крепления неустойчивых пород, который со временем теряет прочность, дает усадку или сопровождается выделением воды в продуктивный пласт, что ухудшает коллекторские свойства продуктивных пластов. Кроме того, они дороги, дефицитны и экологически не безопасны.

Анализ известных рецептур тампонажных составов, формирующих проницаемый цементный камень, показал, что исследования проводились при нормальных условиях. Эти тампонажные составы в термобарических условиях не способствуют достижению желаемого результата, кроме того, их использование в большинстве случаев сопряжено с большими материальными затратами и усложнением технологии работ. В целом успешность работ по креплению при-скважинной зоны проницаемым цементным фильтром остается низкой и составляет 30—40%.

На основе проведенного анализа патентной, научно-технической и периодической литературы выявлены факторы, определяющие выбор способа задержания песка для конкретного месторождения или скважины: первоначальные затраты при данном методе задержания песка; ожидаемая успешность метода; влияние метода на продуктивность скважины; затраты на ремонт; качество пластового песка; наличие в пласте большого числа тонких продуктивных про-пластков; исключение поступления внутрипластовой воды или газа; присутствие в пласте нежелательных глинистых прослоев; величина снижения пластового давления по сравнению с первоначальным; информация о выносе песка.

Для сеноманских скважин Уренгойского месторождения с коллекторами проницаемостью 0,002 - 0,05 мкм2 согласно рассмотренных факторов предложен способ заканчивания скважин с цементным фильтром.

Актуальным является создание такого тампонажного раствора, который формировал бы проницаемый тампонажный камень, не требующий дополнительных технологий, был прост в изготовлении, не содержал большого количества реагентов, требуемых для физических и < химических процессов его формирования.

В третьем разделе диссертационной работы оценено влияние степени вскрытия продуктивного пласта скважиной, соотношения проницаемости цементного камня и продуктивного пласта, радиуса цементного камня-фильтра.

Уравнение притока к несовершенной газовой скважине имеет следующий вид:

К. -р1 =(4

где, Р|щ и Рс - соответственно пластовое и забойное давление, Па;

А и В — коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров призабойной зоны пласта и конструкции забоя скважины; р - дебит газа при Р.,,, и Тст, м3/сут.

Несовершенство газовой скважины определяется такими показателями, как коэффициентом несовершенства по степени вскрытия продуктивного пласта скважиной (интервал), так и коэффициентом несовершенства по характеру вскрытия (радиус и число отверстий, по высоте интервала перфорации).

Расчет зависимости влияния проницаемости приствольного участка на дебит скважины проводился по специально разработанной программе. Анализ результатов показал что:

- чем больше коэффициент совершенства по степени вскрытия продуктивного пласта, тем выше производительность скважины (рисунок 2).

- с увеличением проницаемости цементного камня-фильтра производительность скважины сначала резко увеличивается, а затем ее влияние носит незначительный характер.

- установлено, что для низкопроницаемого пласта предельная проницаемость фильтра (проницаемость, при которой ее влияние носит менее выраженный характер) составляет 1,5 - 1,6 проницаемости пласта (рисунок 3). Для среднепроницаемых пластов предельная проницаемость фильтра примерно равна проницаемости пласта. Для высокопроницаемых пластов предельная проницаемость равна 150-200 мД. Увеличение проницаемости цементного фильтра свыше указанных величин предельной проницаемости не приводит к значительному повышению производительности скважины.

Рисунок 2

- Производительность скважины с цементным фильтром за обсадной колонной при различной степени вскрытия пласта скважиной

- увеличение радиуса проницаемого цементного камня-фильтра с проницаемостью меньшей, чем проницаемость продуктивного пласта приводит к снижению дебита скважины. В случае одинаковой проницаемости цементного камня-фильтра и породы продуктивного пласта наблюдается незначительное снижение дебита скважины.

Рисунок 3 - Зависимость продуктивности скважины при различных соотношениях проницаемостей цементного камня-фильтра и пласта (коэффициент совершенства скважины по степени вскрытия 1)

При увеличении проницаемости цементного камня - фильтра больше проницаемости пласта наблюдается рост дебита на 3%. В целом увеличение радиуса фильтра не приводит к значительному росту дебита, а его уменьшение, наоборот, позволяет увеличить дебит.

Полученные результаты проведенных исследований позволяют рекомендовать выбор или разработку технологических решений по оборудованию низа эксплуатационной колонны, например:

- для низкопроницаемых, слабоустойчивых коллекторов требуется разработка технологических решений, направленных на повышение проницаемости цементного камня;

- для коллекторов средней проницаемости могут использоваться существующие технологии и технические средства;

- для высокопроницаемых пластов перспективны технологические решения, связанные с использованием гравийных фильтров.

Теоретические предпосылки создания проницаемого цементного камня, представленные в данном разделе, позволили определить требования к тампо-нажному составу и камню для формирования его проницаемости, задачи исследования и разработать методику проведения экспериментов.

Показано, что проницаемость цементного камня увеличивается при увеличении водоцементного отношения, формирование проницаемой структуры цементного камня возможно на ранних сроках его твердения при фильтрации через него газа.

Исследования проводились в соответствии с ГОСТ 1581-96, ГОСТ 26 798.1-96, ГОСТ 26798.2-96, ГОСТ 30515-97. Отбор проб тампонажных материалов проводился согласно ГОСТ 30515-97.

Определение проницаемости образцов цементного камня проводилось на импортной установке фирмы Chandler engineering - Formation Respone Tester -Тестер реакции пород модель 6100, приборная часть и компьютерное обеспечение которой позволяет варьировать в широких пределах входные параметры (давление, температуру, расход жидкости и максимально приблизить условия проведения эксперимента к пластовым.

В четвертом разделе диссертационной работы описываются результаты экспериментальных исследований по изучению влияния газообразующих добавок, крупнодисперсных наполнителей на физико-механические свойства тампо-нажных растворов и камня.

Анализ результатов проведенных экспериментальных исследований по формированию проницаемого цементного камня показал эффективность и перспективность применения пористых и крупнодисперсных наполнителей в сочетании с газообразующей добавкой, разрушающейся при определенной температуре и некоторого количества нефти, вводимой в жидкость затворения. В качестве газообразующей добавки предложен карбонат аммония. Воздействие температуры порядка 60 °С приводит к разложению добавки согласно химическому уравнению:

(ЫН^СОз = 2 ЫН3Т+ С02 Н20

Разрушение газообразующей добавки с выделением газа в ранние сроки твердения цементного камня при наличии перепада давления способствует раздвижке структур еще не затвердевшего камня и вытеснению из него несвязанной жидкости затворения, газа и нефти.

Повышение забойной температуры до требуемой (60°С) предложено использованием в технологии заканчивания скважины обсадных труб с магниевыми заглушками и технической соляной кислоты. Взаимодействие магния с соляной кислотой протекает по следующему уравнению:

М§ + 2НС1= М§С12 + Н2 - 445,5 кДж/моль

ДН= (-641,1)-2(-92,3) = -445,5 кДж/моль

Результаты экспериментов обработаны методами математической статистики и представлены на рисунках 4, 5. Их анализ позволил, исходя из достижения наибольшей проницаемости и прочности сформированного камня, обеспечения процесса установки, рекомендовать оптимальный состав смеси: карбонат аммония - 8%, ПЦТ-20%, керамзит - 40% , песок 40%, нефть 1,6% от смеси В/Ц 0,75-0,8.

Количество магния (число заглушек) и концентрация соляной кислоты для создания температуры на забое необходимой для разложения» карбоната аммония в цементном камне представлены в таблице 1.

2--1,522б5+3003*х-135,245*у-14,806*х*х+1,279*х*у+1 .033«у*У

■Н 15*264

СЗ 25^44

Н 35 616

ШН 45^791 ■■ 50.679 ■■ а(юма

Рисунок 4 - Зависимость проницаемости цементного камня от состава там-понажной смеси и содержания карбоната аммония при температуре 20°С

2=-1,79е5+3529,93*х-136,588*у-17,4*х*х+1,309*х*у+1,158*у*у

ЕЯ 31,261 Ш 37.826 □ 44,391

ВВ аЬо\е

Рисунок 5 - Зависимость проницаемости цементного камня от состава тампонажной смеси и содержания карбоната аммония при температуре 60°С

Таблица 1 - Результаты эксперимента по определению влияния количества магния и соляной кислоты для создания температуры на забое

Диаметр фильт ра, мм Количество HCl, на 1м фильтра, л Количество магниевых заглушек, шт Вес магниевой за-глуш ки, г Концен грация соляной кислоты, % Температура на забое, °С Давление, МПа т °г 1 кон » Время растворения заглушки, мин

27 30 10 57 90

168,3 22,15 20 13 27 40 10 63 90

24 40 10 61 90

27 30 10 57 90

146 16,7 20 13 27 40 10 63 90

24 40 10 61 90

В пятом разделе предложена технология заканчивания скважин для се-номанских газоносных слабосцементированных пластов-коллекторов, приведены результаты промысловых испытаний, дана оценка технико-экономической эффективности применения.

Представленные результаты теоретических и экспериментальных исследований послужили основой разработки технологии оборудования интервала против продуктивного горизонта, склонного к пескопроявлениям, проницаемым цементным камнем-фильтром, суть которой сводится к следующему.

По окончании процесса бурения осуществляется спуск эксплуатационной колонны, обсадные трубы которой, располагающиеся в интервале продуктивного пласта, заранее проперфорированы. В отверстиях установлены магниевые заглушки. Число отверстий выбирается из расчета повышения забойной температуры до требуемой для разложения карбоната аммония, но не менее числа отверстий, обеспечивающих максимально возможную производительность скважины (устанавливается из опыта эксплуатации месторождения или расчетным методом). Процесс цементирования осуществляется практически без изменения существующей технологии прямого одноступенчатого способа цементирования.

Интервал выше (на 150 м) и ниже продуктивного пласта заполняется чистым бездобавочным тампонажным раствором с пониженным водосодержанием (В/Т не более 0,4), особенно при наличии подошвенных вод, в целях предупреждения преждевременного обводнения.

По окончании цементирования скважина выдерживается в течении времени требуемого для затвердевания тампонажного раствора. Затем после ОЗЦ скважину осваивают. В качестве части жидкости освоения, располагающейся против интервала продуктивного пласта, используется техническая соляная кислота. Температура окружающей среды в результате процесса взаимодействия увеличится. В формирующейся структуре цементного камня карбонат аммония разлагается с выделением углекислого газа и аммиака, что способствует протеканию дальнейших процессов, связанных с формированием пористой структуры цементного камня. Образующийся в результате реакции взаимодействия соляной кислоты и магния водород вызывает повышение давления в скважине. Для обеспечения притока газа из пласта и образования проницаемой структуры в цементном камне давление в скважине снижают на 0,5-0,6 МПа, но не более 1МПа для предотвращения разрушения цементного камня, так как его прочность еще незначительна.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Проведенный анализ геолого-промысловой характеристики неустойчивых пластов сеноманских газовых скважин Уренгойского месторождения позволил выявить основные причины разрушения коллекторов и выноса песка, провести их классификацию исходя из условий их возникновения и рекомендовать применение цементного камня - фильтра для низкопроницаемых коллекторов.

2. Оценено влияние коэффициента несовершенства по степени и характеру вскрытия продуктивного пласта на продуктивность скважины из условия

обеспечения максимально возможного дебита скважины, проницаемости цементного камня-фильтра и продуктивного пласта.

3. Научно обоснована и экспериментально подтверждена эффективность применения карбоната аммония в качестве газообразующей добавки для формирования проницаемой структуры цементного камня, объяснен механизм и химизм ее формирования.

4. Предложена конструкция забоя и разработана технология крепления призабойной зоны продуктивного пласта цементным фильтром и фильтром с магниевыми заглушками. Экспериментально подтверждена ее эффективность.

5. Предлагаемое решение проблемы пескопроявлений при эксплуатации скважин позволит сохранить коллекторские свойства пласта, сократить сроки освоения скважины и увеличить время межремонтного периода эксплуатации. При его внедрении не требуется проведения дополнительных технологических операций по его формированию, уменьшается вынос песка в скважину, не предполагается ограничения по устьевым давлениям (создание депрессии) и снижение дебита, исключается необходимость очистки добываемого продукта от песка и его утилизации.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ НАШЛИ ОТРАЖЕНИЕ В СЛЕДУЮЩИХ ПЕЧАТНЫХ РАБОТАХ

1. Овчинников В.П. К решению проблемы качественного вскрытия и разобщения пластов / В.П. Овчинников, Н.А Аксенова, В.В. Салтыков, П.В. Овчинников, А.В. Кузнецов // журн. Бурение. - М: Московская буровая компания, 2000.-№3.-С.8-10.

2. Аксенова Н.А., Использование полимерцементного фильтра в интервале продуктивного пласта с повышенной фильтрационной способностью / В.П. Овчинников, Н.А. Аксенова, П.В. Овчинников // Нефть и газ Украины: Сб. научн. тр. 6й Международной научн.-практич. конф. 31.10-3.12.2000г. -Ивано-Франковск: И-ФГТУНиГ, 2000. - С. 103-105.

3. Аксенова Н.А. Анализ состояния технологических средств и технологий вскрытия продуктивных горизонтов на Уренгойском месторождении / Н.А. Аксенова, В.В: Салтыков // Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологи: Сб. тез. втор. Всеросс. научн.-техн конф. 19-21 апр.2000г. -Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. -С.8-9.

4. Овчинников В. П. Особенности и закономерности условий формирования и строения основных нефтегазоносных комплексов на Уренгойском месторождении / В.П. Овчинников, Н.А Аксенова, Салтыков В.В. // Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий: Сб. тез. втор. Всеросс. научн.-техн. конф. 19-21 апр. 2000г.-Тюмень: ТюмГНГУ. 2000. - С.7-8.

5. Овчинников В.П. Специальные тампонажные композиции для строительства скважин / В.П. Овчинников, Н.А Аксенова, В.Ф.' Сорокин, П.В. Овчинников // Освоение шельфа арктических морей России: Труды пятой меж-дунар. конф. RA0-01 11-14 сентября 2001: - Санкт-Петербург: ЦНИИ им. ак. А.Н. Крылова, 2001. - С. 144-146.

6. Аксенова Н.А., Комплексная технология разобщения и вторичного вскрытия продуктивных пластов / НА Аксенова, В.П. Овчинников, Ю.С. Кузнецов // журн. Бурение.- М.: Московская буровая компания. 2001. -№6. -С.27-30.

7. Кузнецова О.Г. Стабилизация реологических и фильтрационных свойств тампонажных растворов / О.Г. Кузнецова, В.П. Овчинников., Н.А. Аксенова, В.Г. Татауров, П.В. Овчинников // Известия высших уч. зав. «Нефть и газ». -Тюмень: ТюмГНГУ. 2001. -№6 -С.32-36.

8. Аксенова H.A. Обоснование возможности создания цементного камня - фильтра / Н.А. Аксенова, В.П. Овчинников, Ю.С. Кузнецов, В.М. Пре-дигер // Проблемы развития промышленности западной Сибири: Сб. докл. Научно-практической конференции молодых ученых и специалистов 12-15 марта 2001г. -Тюмень: ОАО «СибНИИНП», 2001. - С.39-44.

9. Овчинников В.П. Технологические жидкости для вскрытия и разобщения продуктивных пластов / В.П. Овчинников, Н.А. Аксенова, А.А Фролов // Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: Тез. докл. 3-й Международной конф. 24-28 сентября 2001г. г. Анапа. - Краснодар: Советская Кубань, 2001.-С.331-339.

10. Овчинников В.П. Условия разработки месторождений Уренгойской группы севера Тюменской области / В.П. Овчинников, В.Ф. Сорокин, Н.А. Аксенова, Н.М. Добрынин // Критерии оценки нефтегазоносности ниже промыш-ленно освоенных глубин и определение приоритетных направлений геологоразведочных работ: Сб. научн. докл. Всерос. научн.-практич. конф. 8-10 февраля 2000 г. - Пермь: КамНИКИГС, 2001. -С.424-428.

11. Аксенова НА. Предотвращение пескопроявлений при заканчивании скважин / Н.А. Аксенова, В.П. Овчинников, З.Ш. Бодреев // Известия высших уч. зав. «Нефть и газ». -Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. -№6. -С. 11-14.

12. Аксенова Н.А. К вопросу выбора способа вскрытия слабоустойчивых и неустойчивых коллекторов / Н.А. Аксенова, З.Ш. Бодреев, В.П. Овчинников, П.В. Овчинников // Повышение эффективности работы нефтегазодобывающего комплекса Ямала путем применения прогрессивных технологий и совершенствования транспортного обслуживания: Материалы конф. г. Салехард, 11-12 июня 2002. -Тюмень: «Вектор Бук», 2002. -С.98-103.

13. Аксенова Н.А. Причины выноса песка в скважину и их классификация / Н.А. Аксенова, Н.В. Овчинникова // Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири: Сб. тез. докладов XIII науч.-практич. конф. молодых ученых и специалистов ТюменНИИгипрогаза 17-21 мая 2004 г. -Тюмень: ООО "ТюменНИИгипрогаз", 2004. -С.185-187.

14. Аксенова Н.А., К решению проблемы выноса песка при заканчивании скважин / Н.А. Аксенова, В.П. Овчинников, С.К. Сохошко // Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири: Сб. тез. докладов XIII науч.-

практич. конф. молодых ученых и специалистов ТюменНИИгипрогаза 17-21 мая 2004 г. -Тюмень: ООО "ТюменНИИгипрогаз", 2004. -С. 192-194.

15. Аксенова Н.А., Овчинникова Н.В. Методы предотвращения выноса песка в скважину и их классификация / Н.А. Аксенова, Н.В. Овчинникова // Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири: Сб. тез. докладов XIII науч.-практич. конф. молодых ученых и специалистов ТюменНИИгипрогаза 17-21 мая 2004 г. -Тюмень: ООО "ТюменНИИгипрогаз", 2004. -С. 194-

196.

Соискатель

Н.А. Аксенова

»13286

Подписано к печати Заказ №

Формат60x84 7l6 Отпечатано на RISO GR3750

Усл.печ. л. 1,0

Бум.писч. № 1 Усл. изд. л. 1,0

Тираж 100 экз.

Издательство "Нефтегазовый университет" Государственное образовательное учреждение высшего профессионального

образования

Тюменский государственный нефтегазовый университет" 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства "Нефтегазовый университет". 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Аксенова, Наталья Александровна

ВВЕДЕНИЕ.

1 ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕУСТОЙЧИВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НА ПРИМЕРЕ УРЕНГОЙСКОЙ ГРУППЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

1.1 Краткое описание геологического строения верхнеапт-сеноманского нефтегазоносного комплекса Западно-Сибирской плиты.

1.2 Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов верхнеапт-сеноманских отложений Западно-Сибирской плиты

1.3 Современное техническое состояние сеноманских скважин Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

1.4 Характеристика пескопроявляющих коллекторов.

1.5 Причины разрушения коллекторов и выноса песка.

1.6 Последствия выноса песка в скважину.

2 АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИИ КРЕПЛЕНИЯ СТВОЛА СКВАЖИН В ИНТЕРВАЛАХ ЗАЛЕГАНИЯ НЕУСТОЙЧИВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПРИ ЗАКАНЧИВАНИИ СКВАЖИН.

2.1 Механические методы предупреждения пескопроявлений.

2.2 Анализ физико-химических методов предупреждения пескопроявлений

2.3 Анализ химических методов предупреяедения пескопроявлений.

2.3.1 Составы для крепления ПЗП пескопроявляющих скважин на основе смол.

2.3.2 Анализ проницаемых тампонажных составов для крепления пескопроявляющих продуктивных пластов.

3 РЕЗУЛЬТАТЫ ТЕОРЕТИЧЕСКИХ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ СОЗДАНИЯ ПРОНИЦАЕМЫХ

ТАМПОНАЖНЫХ СОСТАВОВ.

3.1 Обоснование требуемой величины проницаемости фильтра

3.2 Теоретические предпосылки разработки проницаемого цементного камня-фильтра.

3.2.1 Исследование влияния водоцементного отношения на формирование структуры цементого камня.

3.2.2 Исследование влияния температуры и давления на формирование структуры цементного камня.

3.2.3 Исследование проницаемости чистого цементного камня при фильтрации через него газа в разные сроки твердения.

3.2.4 Теоретические предпосылки разработки цементного камня-фильтра для предотвращения выноса песка в скважину. Постановка задач исследований. ПО

3.3 Методы и методики проведения исследований.

3.3.1 Методика проведения испытаний на приборе Тестер реакции пород модель 6100.

4 РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ВЛИЯНИЮ ГАЗООБРАЗУЮЩЕЙ ДОБАВКИ НА ФОРМИРОВАНИЕ ПРОНИЦАЕМОГО ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ-ФИЛЬТРА.

4.1 Результаты исследований влияния газообразующей добавки на свойства бездобавочного тампонажного раствора.

4.2 Исследование влияния пропанта и керамзита (2-5 мм) на проницаемость цементного камня.

4.3 Исследование влияния керамзита (d-0,63 мм) на формировани проницаемого цементного камня.

4.4 Исследование влияния карбоната аммония на тампонажную смесь (керамзит, песок, ПЦТ).

4.5 Исследование процесса тепловыделения при разрушении кислоторастворимых заглушек.

5 ТЕХНОЛОГИЯ КРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ ТАМПОНАЖНЫМ МАТЕРИАЛОМ ФОРМИРУЕМЫЙ ПРОНИЦАЕМЫЙ ЦЕМЕНТНЫЙ КАМЕНЬ-ФИЛЬТР.

5.1 Конструкции забоя при заканчивании скважин в слабо сцементированных пластах-коллекторах.

5.2 Технология крепления продуктивного пласта проницаемым тампонажным составом с карбонатом аммония.

5.3 Техника и технология заканчивания скважин с использованием цементного камня фильтра для предотвращения выноса песка в скважину.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование и разработка техники, технологии заканчивания скважин с неустойчивыми коллекторами"

Актуальность проблемы

Приток пластового флюида в скважину, как на этапах освоения, так и при последующей ее эксплуатации определяется величиной депрессии в интервале продуктивного пласта. Изменение ее величины, непосредственным образом, сказывается на протекании фильтрационных процессов и на состоянии структуры порового пространства продуктивного пласта.

Так, например, повышенные значения депрессии в скважинах, вскрывающих сеноманские отложения, пласты коллектора которых представлены рыхлыми породами, приводят к разрушению призабойной зоны продуктивного пласта (ПЗП), выносу песка в скважину и образованию песчаных пробок. По оценочным данным, на сегодня в 23% от общего фонда сеноманских скважин зафиксировано наличие песка. Для снижения его поступления установлены ограничения по депрессии, число таких скважин в 2002 году было порядка четырехсот, что привело к значительному снижению уровня добычи газа.

Поэтому разработка технологий и технических средств оборудования призабойной части ствола, обеспечивающих снижение уровня поступления твердых частиц горных пород в скважину, является актуальной проблемой для эффективной разработки нефтяных и газовых месторождений.

Актуальность этой проблемы ещё больше усиливается на перспективу в следствии, постепенного увеличения доли трудно извлекаемых запасов из-за непрерывного ухудшения структуры коллекторов на действующих и неблагоприятной ее характеристики на вновь открываемых месторождениях, выработка запасов которых потребует массового применения химических, тепловых и других методов интенсификации.

Цель работы

Повышение производительности работы газовых скважин, увеличение сроков их межремонтного периода эксплуатации путем разработки технологий и технических средств по предупреждению пескопроявлений.

Задачи исследований

1. Анализ геолого-промысловой характеристики неустойчивых коллекторов.

2. Изучение причин пескопроявлений, механизма разрушения слабо-сцементированных пластов и последствий выноса песка в скважину.

3. Анализ современного состояния существующих технических и технологических решений, по предупреждению выноса песка в скважину при за-канчивании и эксплуатации скважин, их классификация.

4. Разработка требований и обоснование оптимальных физико-механических и конструктивных характеристик цементного фильтра.

5. Разработка рецептуры и исследование технологических свойств тампонажного материала, формирующего проницаемый тампонажный камень-фильтр.

6. Разработка технологии крепления призабойной зоны скважины с формированием в нем цементного фильтра.

7. Промышленная апробация и внедрение в производство предложенных решений, оценка их эффективности.

Научная новизна выполненной работы

1. Выявлены и классифицированы основные причины движения пластового песка из слабосцементированных пластов.

2. Научно обоснованы требования к параметрам фильтра для предотвращения пескопроявлений. Предложена методика оценки эффективности цементного фильтра из условий обеспечения максимально возможного дебита скважины.

3. Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена возможность создания в интервале продуктивного пласта проницаемого цементного камня-фильтра. Объяснен механизм и химизм процесса его формирования.

4. Разработана конструкция и технология оборудования призабойной зоны продуктивного пласта неустойчивых коллекторов разработанным тампо-нажным составом.

Практическая значимость и реализация работы

Разработанная рецептура тампонажного состава, формирующего проницаемый цементный камень, и технология его формирования на забое позволяет уменьшить вынос песка в скважину. Отсутствие в предложенной технологии перфорационных работ, связанных с большими кратковременными динамическими нагрузками, предохраняет эксплуатационную колонну, продуктивный пласт, а также цементное кольцо выше и ниже фильтра от разрушения.

Результаты исследований вошли в нормативные документы (инструкции, стандарты предприятий, технико-технологические предложения) и реализованы при строительстве скважин на Уренгойском месторождении.

Неоценимую помощь при выполнении работы оказали сотрудники кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» ТюмГНГУ д-р. техн. наук, профессор Овчинников В.П., д-р. техн. наук, профессор Кузнецов Ю.С. и сотрудники тампонажного управления филиала «Тюменбургаз» ДООО «Бургаз» канд. техн. наук. Белей И.И., Коновалов B.C., сотрудники института «Тюмен-НИИгипрогаз» Сохошко К.Е., Баймурзина Т.Н. s

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Аксенова, Наталья Александровна

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Проведенный анализ геолого-промысловой характеристики неустойчивых пластов сеноманских газовых скважин Уренгойского месторождения позволил выявить основные причины разрушения коллекторов и выноса песка, провести их классификацию исходя из условий их возникновения и рекомендовать применение цементного камня фильтра для низкопроницаемых коллекторов.

2. Оценено влияние коэффициента несовершенства по степени и характеру вскрытия продуктивного пласта на продуктивность скважины. Из условия обеспечения максимально возможного дебита скважины проницаемости цементного камня-фильтра и продуктивного пласта.

3. Научно обоснована и экспериментально подтверждена эффективность применения карбоната аммония в качестве газообразующей добавки для формирования проницаемой структуры цементного камня, объяснен механизм и химизм ее формирования.

4. Предложена конструкция забоя и разработана технология крепления призабойной зоны продуктивного пласта цементным фильтром и фильтром с магниевыми заглушками. Экспериментально подтверждена ее эффективность.

5. Предлагаемое решение проблемы пескопроявлений при эксплуатации скважин позволит сохранить коллекторские свойства пласта, сократить сроки освоения скважины и увеличить время межремонтного периода эксплуатации. При его внедрении не требуется проведения дополнительных технологических операций по его формированию, уменьшается вынос песка в скважину, не не предполагается ограничения по устьевым давлениям (создание депрессии) и снижение дебита, исключается необходимость очистки добываемого продукта от песка и его утилизация.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Аксенова, Наталья Александровна, Тюмень

1. Демичев С.С. Выбор продуктивного объекта и метода предупреждения при испытании скважин / Совершенствование физико-химических методов интенсификации притоков при разведке нефтяных месторождений Западной Сибири // Тр.—Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1991.-117с.

2. Карагодин Ю.Н. О структуре гигантских месторождений в Западной Сибири / Геология нефти и газа. -№11. -С.56-60.

3. Мусин М.Х. Геологические основы разработки Самотлорского нефтегазового месторождения / М.Х. Мусин, Ф.К. Салманов, В.К. Федорцов, Ф.З. Хафизов // Геология нефти и газа, 1972. —№ 9. С. 1-11.

4. Шапатин А.С. Кремнийорганические водоизолирующие составы для нефтяной промышленности / Новые области применения таллоорганических соединений. -М.: ГНИИХТ ЗОС, 1983. С.83-84.

5. Ягофаров А.К. Интенсификация притоков нефти из скважин на месторождениях Западной Сибири / Ягофаров А.К., Курамшин P.M., С.С. Деми-чев. -Тюмень: Изд-во фирма «Слово», 2000. -224с.

6. Ахметов А.А. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении. Проблемы и решения. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000. -219с.

7. Decker L.R., Gibling G/ Hov industry completes wells in offshore ervi-roments. Part 2; Understartding unconsolidated formations and how to prevent and control sand production // Ocean Industry. 1991, IV/V. Vol. 26, №3. - P.23-32.

8. Ганджумян P.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин / Р.А.Ганджумян, А.Г.Калинин, Б.А. Никитин // Справочное пособие под ред. А.Г. Калинина. М.: ОАО Недра, 2000. - 489с.

9. 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.

10. Конторович А.Э. Ресурсы газа, нефти Ямало-ненецкого автономного округа и стратегия их освоения / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, В.Р. Лившиц, А.Н. Фомин и др. // Геология нефти и газа, 1998. -№ 9. -С.2-9.

11. Федорцов В.К. Изучение выноса породы на газовых месторождениях Западной Сибири / В.К. Федорцов, М.Е. Стасюк, А.Д. Сторожев // В кн. Методы освоения скважин в условиях месторождений Западной Сибири. -Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1974. Вып.76.

12. Гриценко А.И. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России / А.И. Гриценко, В.А. Истомин, А.Н. Кульков, Р.С. Су-лейманов. -М.: Недра, 1999. -С.9-124.

13. Ханин А.А. Петрофизика нефтяных и газовых пластов. -М.: Недра, 1976.-295 с.

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

15. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. -М.: Недра, 1972.-С. 17-96.

16. Новиков B.C. Оценка устойчивости глинистых пород при бурении скважин //Нефт. хоз-во. -М.: Недра, 1996. -№ 10. -С.18-20.

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

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

19. Зубарев В.Г. Исследование проникновения фильтрата прмывочных жидкостей в глинистые породы / В.Г. Зубарев, Б.В. Байдюк // Экспресс-информ. -М.: ВНИИЭГазпром, 1973. -№ 4.

20. Кистер Э.Г. О набухании глин / Нефтяное хозяйство. -М.:Недра, 1947. -№ 12, -С.23-27.

21. Роджерс В.Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей. М.: Недра, 1967. - С.227-298.

22. Шантарин В.Д. Физико-химия дисперсных систем / В.Д. Шантарин, B.C. Войтенко. -М.: Недра, 1990.-С. 14-34.

23. Цытович Н.А. Механика грунтов. -М.: Высшая школа, 1973. -280с.

24. Рыжов A.M. Определение прочности и деформативности грунтов в строительстве. -Киев: «Будивельник», 1976. -134с.

25. Мелик-Асланов JI.C. Исследование некоторых вопросов вскрытия мезозойских отложений Азербайджана // JI.C. Мелик-Асланов, О.А. Сидоров, М.Д. Насиров // Труды АзНИИДН, вып. XXII, Баку: Азгосиздат, 1972. -С.385-392.

26. Шахназаров А.А. О движении песка в системе скважина-пласт при эксплуатации слабосцементированных нефтяных коллекторов / Труды УкрНИ-ИПНД, вып. V-VI. -М.: Недра, 1970. -С103-114.

27. Зотов Г.А., Динков А.В., Черных В.А. Эксплуатация скважин в неустойчивых коллекторах. -М.: Недра, 1987. -172 с.

28. Stein N. Determine properties of friable formation sands // World Oil. — 1988, III. -Vol. 206. -N 3. P.33-37.

29. Ашрафьян M.O. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. М.: Недра, 1989. -228с.

30. Ишкаев Р.К. Новые способы вторичного вскрытия пластов и конструкций забоев скважин / Р.К. Ишкаев, Р.Г. Габдуллин // Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 1998.-212с.

31. Поляков В.Н. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин / В.Н. Поляков, Р.К. Ишкаев, P.P. Лукманов. -Уфа: ТАУ, 1990, -408с.

32. Мирзаджанзаде А.Х. Гидравлика псевдосжиженного слоя в вопросе эксплуатации пробкообразующих скважин / А.Х. Мирзаджанзаде, С.С. Алеске-ров, С.М. Алиев и др. // Нефть и газ, 1967. -№1. -С. 22-25.

33. Якубов Б.М. Обработка экспериментальных данных по псевдосжижению зернистого материала вязкопластичной средой / Б.М. Якубов, P.M. Хаса-ев// Нефть и газ, 1968.-№8.- С.28-31.

34. Алибеков Б.И. Гидравлические методы защиты глубинных насосов / Б.И. Алибеков, A.M. Пирвердян, О.В. Чубанов.-М.: Недра, 1972. -226с.

35. Мирзаджанзаде А.Х. Методическое руководство по эксплуатации скважин при интенсивном пескопроявлении и откачке неньютоновских жидкостей.-Уфа, 1977.-182 с.

36. Съюмен Д. Спрвочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах / Д. Съюмен, Р. Элис, Р. Снайдер // Пер. с англ.и ред. Цайгера М.А. -М.: Недра, 1986.-176с.

37. Гаврилко В.М. Фильтры буровых скважин / В.М. Гаврилко, B.C. Алексеев. -М.: Недра, 1976. -345с.

38. Володько И.Ф. Гравийные фильтры буровых скважин. -М.: Гос. изд-во по строительству и архитектуре, 1952. -247с.

39. Арестов Б.В. Проволочный скважинный фильтр для предотвращения выноса песка / Б.В. Арестов, С.Н. Бузинов, В.В. Макеев, А.А. Ковальчук // Газовая промышленность. -1988. -№ 2. -С. 18-19.

40. Ашрафьян М.О. Особенности техники и технологии заканчивания скважин в неустойчивых коллекторах / М.О. Ашрафьян, О.А. Лебедев // Обзорн. инф. -М.: Сер. Бурение, ВНИИОЭНГ, 1979. -49с.

41. А.с. № 1177460 от 11.08.83 по кл. Е 21 В 43/08. Скважинный фильтр / Чарыев О.М. (СССР). №3648610/22-08; Заявлено 11.08.83; Опубл. 1985г., Бюл. №42.

42. Sparlin D., Hagen R.W. Controlling sand in a horizontal completion // World Oil. -1988, IX. -Vol. 207, N5. -P. 54-60.

43. Лобанова Б.С. Результа1ы внедрения комплексной технологии разобщения' и вскрытия пластов без перфораторов / Б.С. Лобанова, Р.Х. Муслимо-ва, Р.Г. Габдуллина, С.К. Чепик // Нефтяное хозяйство, 1986, -№ 1. -С. 10-15.

44. Инструкция по комплексной технологии разобщения и вскрытия пластов без перфораторов. РД 39-2-1041-84. Бугульма, ТатНИПИнефть, 1984.

45. Муслимов Р.Х. Выбор плотности перфорации скважин / Р.Х. Мус-лимов, Р.Г. Габдуллин // Нефтяное хозяйство, 1983. -№ 8. -С.31-33.

46. Элис Р.С. Оптимизация борьбы с выносом песка / Р.С. Элис, P.M. Снайдер, Дж. Самен // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1981. -№ 12. -С. 1321.

47. Элис Р.С. Условия эффективной работы гравийных фильтров / Р.С. Элис, P.M. Снайдер, Дж. Самен // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1981. -№ 11.-С.6-13.

48. Варгас Л. Борьба с выносом песка / Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1982. -№ 10. —С.25-28.

49. Маслов И.И. Создание противопесочных гравийных намывных фильтров / И.И. Маслов, Б.А. Скунин, А.Н. Закхеев // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1982. -№ 10. -С.23.

50. Ланчаков Г.А. Способ создания скважинного гравийного фильтра / Г.А. Ланчаков, А.А. Ахметов, Д.И. Хадиев, Г.А. Киряков, К.А. Жуковский Заявка с приорететом №99107596/03 (008674) от 21.04.99 г. -Юс.

51. А.с. №1150364, от 20.08.81 по кл. Е 21 С 25/60. Гидромонитор / Глу-хов А.Ф., Форышев П.И., Емельянов Ф.К., Юрин П.И. и Назарова Н.В. (СССР). -№3327271/22-03; Заявлено 25.06.81; Опубл. 25.06.85, Бюл. № 14.

52. А.с. № 697689 от 30.09.77 по кл. Е 21 В 33/138. способ крепления призабойной зоны скважины / Мелик-Асланов Л.С., Мамедов Р.Г., Насиров М.Д. и др. (СССР). -№2530256/22-03; Заявлено 30.09.77; Опубл 15.11.79, Бюл. № 42.

53. Маслов И.И. Методы борьбы с выносом песка из нефтяных скважин / Обзор. Сер. Нефтепомысловое дело. -М.: ВНИИОЭНГ, 1982. -С. 15-18.

54. Пат. 6273192 США, МПК7Е B33/13.Atlantic Richfild Co. №09/537153; Заявлено 29.03.2000; Опубл. 14.08.2001; НПК 166/294. Англ.

55. Ушатинский И.Н. Минералогические и геохимические показатели нефтегазоносности мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты. И.Н. Ушатинский, О.Г. Зарипов // Труды ЗапСибНИГНИ. -Свердловск, 1978. № 96.

56. Фартуков М.М. Причины зонального нефтенасыщения. Геология нефти и газа, 1990. -№ 8. -М. 18-20.

57. Дадыка В.И. Тампонажные материалы для крепления призабойной зоны скважин / В.И. Дадыка, P.P. Алишанян, В.В. Гольдштейн, С.М. Гамзатов, М.О. Ашрафьян, B.C. Свиридов B.C. // Об. Инф. -М.: ВНИИОЭНГ, 1984. -52с.

58. Формирование и работа тампонажного камня в скважине /.Тезисы докладов в IV конференции-дискуссии. -Краснодар. 1987.

59. Ягофаров А.К. Способ выработки запасов из переходных зон нефтяных залежей / А.К. Ягофаров, И.И. Клещенко, Б.И. Краснов // Проблемы строительства нефтяных и газовых скважин. Тезисы докладов Всесоюзной конференции.-Краснодар, 1990.-С. 207.

60. Методы борьбы с выносом песка из нефтяных скважин. Обзорная информация. Серия нефтепромысловое дело. М., 1980, с. 11-16.

61. Пат. № 202975 С1 по кл. Е 21 В 43/08, 33/138 опубл. 20.02.95 г.

62. А.с. № 509691 от 24.01.74 по кл. Е 02 D 3/14. Композиция для укрепления грунтов / Пашков Д.Н., Тараненко С.К. (СССР). №1991566/29-33; Заявлено 24.01.74; Опубл. 05.04.76, Бюл. № 13.

63. Умрихиной Е.И. Изоляция притока пластовых вод в нефтяных скважинах / Е.И. Умрихиной, В.А. Блажевич. -М.: Недра, 1976. -С. 107-192.

64. Патент США № 4034811 от 20.11.1975 г. Continental Oil Company, опубл. 12.07.1977 г. в сборнике "Изобретения в СССР и за рубежом" №3, 1978, с.42

65. А.с. № 1694857 от 21.06.89 по кл. Е 21 В 33/138. Состав для крепления призабойной зоны пласта / Дадыкина В.И., Изюмова Н.А., Бекаев Р.Б., Минина Т.Б. и Шейкин С.М. (СССР). №4708060/03; Зявлено 21.06.89; Опубл. 1991г., Бюл. №44.

66. Пат. № 2138616 РФ Е 21 В 33/138. Состав для крепления призабойной зоны пласта / А.А. Перейма, Р.А. Гасумов, Ю.А. Лексусов (Россия). -№97118822/03; Заявлено 11.11.97; Опубл. 27.09.99, Бюл. № 9.

67. А.с. № 833294 от 18.06.79 по кл. В 01 j 19/04. Материал для изготовления скважинных фильтров / Дадыкина В.И., Гольдштёйн В.В., Конрад Ф.Ф. и др. (СССР). №2783685/23-26; Заявлено 18.06.79; Опубл. 30.05.81, Бюл. № 20.

68. Экспресс информация ВИНИТИ, Сер. Нефтегазодобывающая промышленность, 1970. № 37. -С. 14-17.

69. А.с. № 947391 по кл. Е 21 В 33/138. Опубл. 30.07.82, Бюл. № 28.

70. Knapp R.Y., Planty R., and Voiland, E.J., "F gravelcoating aqueous ep-oxy emulsion system for water-baset consolidated gravel packing: Develompent and application" Journal of Petroleum Tecynjlogy, Nov. 1977.

71. Чарыев M.O. Призированные гранулы, как эффективный материал для создания фильтров в пескопроявляющих скважинах / М.О. Чарыев, Корнилов А.Е. // Повышение скоростей и качества строительства газовых скважин. Сб. научн. тр. ВНИИгаза, 1986. -С.84-94.

72. Чарыев О.М. Аналитическое и экспериментальное исследование повышения проницаемости цементного камня при креплении призабойной зоны пласта пескопроявляющих скважин. Изв. Вузов. Сер. Нефть и газ. -Баку. 1974. -№ 5. -С.21-25.

73. А.с. № 615196 от 13.04.72 по кл. Е 21 В 33/138, 33/13. Способ крепления призабойной зоны пласта / Мирзаджанзаде А.Х. и Чарыев О.М. (СССР). -№1771296/22-03; Заявлено 13.04.72; Опубл. 15.07.78, Бюл. № 26.

74. А.с. № 1700203 (СССР), 1991 г.

75. Серенко И.А. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин / И.А. Серенко, Н.А. Сидоров, А.Т. Кошелев. -М.: Недра, 1988.-263с.

76. Рахимов Н.Р. Борьба с песчаными пробками в нефтяных скважинах объединения «Узбекнефть» / Азерб. Нефт. Хоз-во. -Баку, 1972. -№ 10. -С.32-33.

77. А.с. № 1434080 от 20.10.86 по кл. Е 21 В 33/13. Способ цементирования скважин / Колотов А.В. и Борцов В.П. (СССР). №41572885/22-03; Заявлено 20.10.86; Опубл. 1988г., Бюл. № 39.

78. Данюшевский B.C. и др. Справочное руководство по тампонажным материалам.-М.: Недра, 1987.-С.185.

79. Пат. 2059059 кл. 6Е 21 В 33/138 Газоцементный состав / А.А. Пе-рейма, К.М. Тагиров, В.И. Ильяев (Россия). -№ 93052292/33; Заявлено 18.11.93; Опубликовано 27.04.96.

80. Пат. 2154729РФ, Е 21 В 33/138. Тампонажная смесь / В.И. Вяхирев, П.А. Гереш, Н.М. Добрынин и др. (Россия). -99125239/03; Заявлено 02.12.1999; Опубл. 02.12.1999.

81. А.с. № 1726731 от 12.06.89 по кл. Е 21 В 33/138, 43/02. Тампонаж-ный раствор / Сулейманов А.Б., Мамедов К.К., Ширинов A.M., Меликбеков Ф.А., Гасанов З.Т. и Нуриев Н.Б. (СССР). №4712916/03; Заявлено 12.06.89; Опубл. 15.04.92, Бюл. № 14.

82. А.С. № 1154435 от 19.08.83 г. по кл. Е 21 В 33/138. Состав для крепления призабойной зоны слабосцементированных пластов. Опубл. 1985, Бюл. № 17.

83. Пат. РФ № 2121560 С1 6 Е 21 В 33/138. Состав для крепления призабойной зоны слабосцементированных пластов / А.А. Перейма, Р.А. Гасумов, З.А. Астапова (СССР). -№ 96124610/03; Заявлено 31.12.96; Опубл. 10.11.1998, Бюл. № 12.

84. А.с. № 138906 по кл. Е 21 В 33/138,1960 г.

85. А.с. № 1754880 от 02.08.89 по кл. Е 21 В 33/138. Способ крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин / Садыхов Ю.В., Гасанов Т.М., Таги-заде А.А. и др. (СССР). №4741127/03; Заявлено 02.08.89; Опубл. 15.08.89, Бюл. № 30.

86. А.с. № 1274370 от 15.10.84 г. по клЕ 21 В 33/138, ДСП

87. А.с. № 2005165 от 24.02.92 г. по кл. Е 21 В 33/138, опубл. в ОБ № 4748, 1993 г.

88. Зотов Г.А. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных добывающих скважин // Г.А. Зотов, З.С. Алиев. -М.: Недра, 1980. -302 с.

89. Васильев В.В. Разработка известково-кремнезёмистых тампонажных композиций для крепления глубоких скважин: Автореф. дис. канд. техн. наук. Уфа: УНИ, 1988.-23с.

90. Тарасов В.К. Изучение миграции воды в пористых материалах при отрицательных температурах //Структурообразование тампонажных материалов. М.: Стройиздат, 1974.

91. Булатов А. И. Тампонажные материалы / А. И. Булатов, B.C. Даню-шевский.-М.: Недра, 1987. -280с. .

92. Фролов А.А. Солевые и тампонажные композиции на основе вторичных материальных ресурсов производства Соды / А.А. Фролов, А.А. Шатов,

93. B.И. Вяхирев, В.Ф. Сорокин, П.В. Овчинников. Москва.: ООО «Недра Бизнесцентр», 2000. - 214с.

94. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. -М.: Недра, 1990.-409с.

95. Глинка Н.Л. Общая химия: Учебное пособие для вузов. -27-е изд., стереотипное / Под ред. В.А. Рабиновича. -Л.: Химия, 1988. 704с.

96. Куксов А.К. Заколонные проявления при креплении скважин / А.К. Куксов, А.В. Черненко Сер. Бурение. -М.: ВНИИОЭНГ, 1987.

97. Булатов А.И. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем. -М: Недра, 1976.

98. Ашрафьян М.О. Способ заканчивания скважин со слабосцементиро-ванными коллекторами / М.О. Ашрафьян, А.А. Дергачев // А.С. 72838 (СССР).

99. Ашрафьян М.О. Конструкции забоев при заканчивании скважин / М.О. Ашрафьян, О.А. Лебедев // Нефтяное хозяйство. -М: Недра,, 1979. -№ 6,1. C.27-30.

100. Ашрафьян М.О. Совершенствование конструкций забоев скважин / М.О. Ашрафьян, О.А. Лебедев, Н.М. Саркисов Нефтяное хозяйство. -М.: Недра, 1987.-С. 156.