Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование и разработка технологий строительства скважин в условиях гидратообразования

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Исследование и разработка технологий строительства скважин в условиях гидратообразования"

На правах рукописи

ГРОМОВЫХ СЕРГЕЙ АНДРЕЕВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ

ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ (на примере месторождений Красноярского края)

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2005

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Красноярскгазпром» (ОАО «Красноярскгазпром»)

Защита состоится 8 июля 2005 года в 11 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) по адресу: 625039, г. Тюмень, ул.50 лет Октября, 38.

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

Автореферат разослан 8 июня 2005 г.

Ученый секретарь

Научный консультант

кандидат технических наук Штоль Владимир Филиппович

Официальные оппоненты: - доктор технических наук

Курбанов Ярагн Маммаевич - кандидат технических наук Кузнецов Роман Юрьевич

Ведущая организация:

-Общество с ограниченной ответственностью "Сибирский научно-исследовательский

институт нефтяной промышленности" (ОАО "СибНИИНП")

доктор технических наук, профессор

диссертационного совета,

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность исследований. В современных условиях, когда страна встала на путь структурных перемен и перехода на новые условия хозяйствования, нефтяная и газовая промышленность по-прежнему остаются ведущими отраслями в топливно-энергетическом комплексе страны. При создании нефтегазодобывающего комплекса в Восточной Сибири развитие технологии и техники эксплуатации нефтяных и газовых скважин становится важнейшим направлением науки и производства.

Газовые и нефтяные месторождения Восточной Сибири в отличие от месторождений-гигантов сепоманского комплекса Западной Сибири представляют собой сложно построенные объекты с аномальными термобарическими характеристиками, глубоко залегающими продуктивными горизонтами, относительно невысокими продуктивными свойствами, изменчивостью и сложным составом ресурсов залежей (наличием значительного количества неуглеводородных газов в составе: азот, сероводород, углекислый газ). Отличительной особенностью практически всех месторождений Восточной Сибири является наличие аномальных пластовых давлений (как АНИД, так и АВПД) и низкой пластовой температуры.

Нефтяным и газовым месторождениям, открытым в пределах западной части Сибирской платформы и Енисей-Хатангского регионального прогиба в пределах Красноярского края, присущи все выше перечисленные признаки. Сложное строение месторождений обуславливает повышенные требования к разработке и применению технологии первичного и вторичного вскрытия продуктивных горизонтов, качеству закаичивания скважин и методам освоения нефтегазонасыщеиных пластов.

При строительстве скважин в таких условиях возникает необходимость разработки комплекса мероприятий по предупреждению процессов гидратообразования при закаичивании, испытании и эксплуатации скважин путем создания научно обоснованных методов и технологии их исследования. Особая роль отводится повышению качества газогидродинамических методов изучения и исследования скважин, достоверности интерпретации полученных основных параметров исследуемых объектов. Все это является главной составляющей для подготовки залежей к подсчету запасов и последующей разработке научно обоснованной схемы эксплуатации месторождений.

Цель работы — повышение эффективности строительства скважин на нефть и газ путем разработки и совершенствования технологии первичного вскрытия, заканчивания и испытания скважин в условиях гидратообразования на примере месторождений и залежей Красноярского края. •

Основные задачи исследований

1. Анализ термобарических условий и фильтрационио-емкостных характеристик основных нефтегазовых месторождений и залежей западной части Сибирской платформы и Енисей-Хатангского прогиба.

2. Определение влияния основных факторов на качество закаичивания скважин в условиях активного гидратообразования при бурении и испытании скважин и разработка технологических схем испытания объектов.

3. Разработка мероприятий для предупреждения осложнений при бурении, освоении, исследовании и эксплуатации скважин.

4. Промысловые испытания разработанных технологий, разработка нормативной документации.

Научная новизна

1. Разработана научно обоснованная методика комплексной оценки гидратообразования в процессах вскрытия, исследования и пробной эксплуатации продуктивных горизонтов при освоении месторождений западной части Сибирской платформы и Енисей-Хатангского прогиба.

Доказано, что при испытании газовых и газоконденсатных скважин по существующим технологиям на месторождениях западной части Сибирской платформы и Енисей-Хатангского прогиба практически невозможно обеспечение безгидратиых режимов.

2. Разработаны новые технологические схемы и научно обоснованные методы исследований различных типов нефтегазонасыщенных объектов в осложненных условиях гидратообразования, направленные на повышение продуктивности нефтегазоконденсатных скважин.

Практическая значимость

1. Разработаны технологические регламенты и методические руководства на строительство и испытание различных типов эксплуатационных объектов в условиях гидратообразования, обеспечивающие достижение положительного эффекта при освоении и эксплуатации скважин на месторождениях Восточной Сибири.

2. Определен обязательный комплекс требований по предупреждению гидратообразования для планирования работ по испытанию скважин.

3. Разработаны блок-схемы технологической программы испытания отдельно для карбонатных и терригенных отложений.

4. Апробированы методы исследования газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин. Предложены мероприятия по повышению продуктивности скважин при разработке месторождений Восточной Сибири.

Апробация работы. Материалы диссертации были представлены на: Всесоюзном совещании «Технологии бурения, крепления и испытания скважин» (Красноярск, 1978), Краевой конференции молодых геологов (Красноярск, 1980), Выездной экспертной комиссии секции глубокого бурения Министерства геологии РСФСР «Рациональные методы вскрытия и испытания карбонатных коллекторов нефти и газа» (Ухта, 1980), VII региональной научно-практической конференции «Итоги и направление поисковых работ на нефть и газ в Красноярском крае» (Красноярск, 1985), Второй Всесоюзной научно-технической конференции «Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин» (Ивано-Франковск, 1988), заседаниях научно-технического совета ПГО «Енисейнсфтегазгсология» (Красноярск, 1975, 1977, 1979, 1980, 1983, 1986, 1989 гг.), на заседании Краевого экспертного совета Администрации

Красноярского края (Красноярск, 1997), Международном совещании «Методы оценки состояния и устойчивости лесных экосистем» (Красноярск, 1999), Международной конференции «Химия нефти и газа» (Томск, 2000), Межрегиональной научно-практической конференции «Актуальные вопросы природопользования и пути эффективного освоения минеральных ресурсов Эвенкии» (Красноярск, 2001), Межотраслевой научно-практической конференции «Восстановление производительности нефтяных и газовых скважин» (Анапа, 2003), Всероссийской конференции «Структурно-функциональная организация и динамика лесов» (Красноярск, 2004), Межотраслевой научно-практической конференции: «Заканчивание и ремонт скважин в условиях депрессии на продуктивные пласты (Анапа, 2004).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 28 печатных работ, в том числе 11 статей, 5 тезисов конференций, 5 методических разработок и стандартов и 7 фондовых трудов.

Структура диссертации. Диссертация состоит из введения, 5 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников (180 наименований, в том числе 45 - на иностранном языке) и приложения на 11 страницах. Изложена на 181 странице машинописного текста, содержит 17 таблиц, 17 рисунков.

Автор выражает глубокую благодарность начальнику отдела испытания скважин ОАО «Енисейнефтегаз» P.M. Николаеву за длительное творческое сотрудничество в период совместного проведения исследований по испытанию скважин и разработки методических рекомендаций, а также кандидату технических наук, директору ООО «Сибэроиика» В.Ф. Чернышу за ценные консультации при проведении научных исследований и подготовке публикаций. Особую благодарность автор выражает бывшему генеральному директору ПО «Красноярсккрайуголь» Л.11. Ружникову за оказание помощи в организации работ по добыче и переработке нефти на месторождениях Красноярского края, генеральному директору ОАО «Красноярскгазпром» А.Е. Нечепуренко и кандидату технических наук, заместителю директора института ООО «ТюменНИИгипрогаз» В.Ф. Штолю за совместное сотрудничество и содействие при подготовке данной работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы исследований, изложены цель и задачи, показана научная новизна и практическая значимость на современном этапе развития нефтегазового комплекса на территории западной части Сибирской платформы и Енисей-Хатангского прогиба в Красноярском крае.

В первом разделе рассмотрена термобарическая характеристика основных нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, приведены физико-химические характеристики нефти, свободных, растворенных газов и газовых конденсатов.

Основные месторождения нефти и газа сосредоточены в пределах Енисей-Хатангского регионального прогиба и западной части Сибирской платформы. Однако их разведанность очень низка и составляет 1,2 % по нефти и 43,3 % по газу. Край является уникальной территорией не только в России, но и в мире по стратиграфическому диапазону нефтегазоносности от рифея до мезозоя, что предполагает наличие в разрезе нескольких этажей нефтегазоносности.

В пределах Ениссй-Хатангской нефтегазоносной провинции открыто 12 газовых и газоконденсатных (в том числе одно нефтегазокоиденсатиое) месторождений, часть из которых уже эксплуатируется. Ениссй-Хатапгский прогиб относится к северной мерзлотной зоне сплошного (по вертикали) распространения мерзлотных пород. Глубина залегания мерзлых пород по месторождениям колеблется от 210 до 500 и даже 700 метров. Тем не менее, не смотря на большую толщину вечной мерзлоты, в подмерзлотной толще геотермический градиент на большинстве площадей Енисей-Хатангского прогиба достаточно высок (3 °С / 100 м и более) и газовые залежи, находящиеся на глубине более 2000 м имеют высокую пластовую температуру.

Пластовые давления в продуктивных отложениях Енисей-Хатаигского прогиба близки или равны условным гидростатическим. Ниже гидростатических зафиксированы давления в отложениях нижпехетской, малохетской и яковлевской свит нижнего мела в пределах Лодочной, Сузунской и Хабейской площадей, а также в отложениях суходудииской свиты па Ушаковской и Псляткинской площадях. Аномально высокие пластовые давления отмечены в отложениях средней и верхней юры на Средне-Яровской и Восточно-Кубалахской площади. Коэффициенты аномальности изменяются от 1.269 до 1,514 и даже 1,600. Наличие аномально высоких давлений в юрских отложениях Енисей-Хатангского прогиба объясняется присутствием глинистых пород большой толщины. Это оказывает существенное влияние на процессы гидратообразования в скважинах, и значительно увеличивает глубину зоны гидратообразования.

Основные перспективы нефтегазоносности в пределах западной части Сибирской платформы связаны с отложениями рифея, венда и нижнего кембрия. Па территории выделено пять нефтегазоносных областей. Характерной особенностью строения Сибирской платформы является трапповая формация и наличие мощного комплекса галогенно-карбонатных отложений. Пластовые температуры продуктивных отложений изменяются от плюс 13 до плюс 43 °С. Низкая величина температурного градиента и значительные колебания пластовых давлений продуктивных комплексов (изменения градиента от 0,93 венд-рифей до 1,48 нижне-бельские), являются основной проблемой при строительстве, освоении и эксплуатации скважин на месторождениях.

Месторождения Сибирской платформы характеризуются наличием высоконапорных пластовых вод сильной минерализации (до 430 кг/м1) и присутствием кислых газов (СО2 и H2S) в составе флюидов. Газонасыщенность рассолов составляет 0,597-3,40 м3/м3. Практически все открытые месторождения в Красноярском крас представляют собой сложпопостроенные объекты с аномальными термобарическими характеристиками, глубоко залегающими горизонтами, невысокими фильтрационно-ёмкостными свойствами коллекторов со сложным составом флюидов (газ, конденсат, нефть, сероводород, гелий и др.).

Строительство скважин на территории Красноярского края характеризуется сложными геолого-техническими условиями их проводки из-за наличия зон контактово-измененных пород, связанных с широко развитым трапповым магматизмом в осадочном чехле Сибирской платформы, горизонтов с АППД и АВПД, а также мощного комплекса галогеипо-карбоиатных пород. К числу наиболее характерных осложнений в процессе строительства скважин относится поглощение буровых и тампоиажных растворов. Основная часть' поглощающих горизонтов приурочена к галогенно-карбоиатной части разреза Сибирской платформы, но имеют место поглощения в терригеиных отложениях. Интенсивность поглощений варьирует в широких пределах: от единиц и десятков м3 до катастрофических. Статические уровни также изменяются в широких пределах: от десятков до 700 и даже 1700 м.

Однако основной и наиболее сложной проблемой при строительстве скважин на месторождениях Красноярского края является повсеместное активное гидратообразование при бурении, проведении работ по испытанию и эксплуатации скважин.

Второй раздел посвящен проблемам гидратообразования при заканчивании скважин. Гидратообразоваиие приводит к осложнениям различного рода, связанным с выпадением в стволе скважин твердых кристаллических веществ, препятствующих движению газа. Проведение работ по ликвидации этих осложнений резко увеличивает стоимость строительства скважин и снижает эффективность работ.

Начало процесса образования газовых гидратов определяется составом газа, влагосодержанием, давлением и температурой. На основании анализа фактических материалов по изучению недр Красноярского края более чем за 30-летний период определена общая картина происходящих процессов гидратообразования при бурении и испытании скважин. Анализ термодинамических условий в разрезе осадочного чехла Енисей-Хатангского прогиба и северо-западной части Сибирской платформы показал, что зоны активного гидратообразования (ЗГО) приурочены в основном к интервалам распространения мерзлых пород.

Большая толщина криолитозоны (Енисей-Хатангский прогиб) и пониженная температура в разрезе (северная часть Сибирской платформы) при наличии углеводородных газов создает благоприятные условия для образования газовых гидратов. Анализ фактических данных по бурению и испытанию скважин свидетельствует о том, что наряду с существующими

гсотермобарическими условиями, определяющими естественно активное гидратообразовапис в скважинах, значительную роль оказывают процессы вторичного техногенного воздействия. Эти процессы связанны с дополнительным охлаждением скважин, циркуляцией охлажденной промывочной жидкости, применением технической воды и промывочной жидкости на водной основе при бурении скважин и их освоении, возникающими газопроявлениями в скважинах с пониженной плотностью промывочной жидкости. Создание на режимах определенных (критических) термрбарических условий при исследовании скважин в период их испытания или опытно-промышленной эксплуатации также способствует активизации процессов гидратообразования.

Проведенные многолетние наблюдения и исследования геотермобарических характеристик открытых нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений западной части Сибирской платформы и Енисей-Хатапгского прогиба выявили наличие активных процессов гидратообразовапия при заканчивании скважин. Гидратообразование происходит при бурении, освоении, испытании, глушении и пробной эксплуатации скважин в интервалах глубин от 0 до 1350-1470 м на месторождениях Енисей-Хатангского прогиба и до 1800 -2100 м в пределах западной части Сибирской платформы. В отдельных случаях гидратообразование отмечается в призабойной зоне пласта. Для прогнозирования условий гидратообразования па площадях, прилегающих к изученным месторождениям Еииссй-Хатангского прогиба и западной части Сибирской платформы, построены профили зон гидратообразования. Последующими работами подтверждена высокая достоверность прогнозирования зон гидратообразования.

Установлено, что определяющим фактором гидратообразовапия для месторождений Енисей-Хатапгского прогиба является температурный, обусловленный наличием значительной мощности вечномерзлых пород (до 700 м). Для продуктивных отложений юрского возраста дополнительное воздействие на процессы гидратообразования оказывает аномально высокое пластовое давление в залежах (Кап = 1,27 - 1,51). Минерализация пластовых вод практически не оказывает влияние на равновесные условия гидратообразования в скважинах.

Для месторождений западной части Сибирской платформы наряду с температурным фактором, обусловленным его низкими геотермическими градиентами, существенное влияние на гидратообразование при заканчивании скважин оказывает аномально высокие пластовые давления в залежах (Кан = 1,21-1,43) и присутствие в больших концентрациях в составе газов сероводорода, углекислого газа, увеличивающих температуру гидратообразовапия углеводородных газов (на 3-10 °С). Высокомииерализо-ванные пластовые воды, способствуют снижению равновесной температуры гидратообразования (па 5-10 °С), выполняя роль ингибитора. Эги взаимоисключающие факторы усложняют прогнозирование и выбор оптимальных

технологий заканчивания скважин в пределах западной масти Сибирской платформы.

Третий раздел содержит материал по разработке технологии предупреждения гидратообразований при вскрытии продуктивных горизонтов и заканчивании скважин.

Актуальность проблемы заканчивания скважин месторождений Восточной Сибири связана, в первую очередь, со сложными горно-гсологическими условиями, определяющими основные геолого-тсхнические особенности бурения скважин. Проведена оценка факторов вскрытия, оказывающих наибольшее влияние на качество заканчивания скважин в осложненных условиях.

Показано, что применение открытых стволов при заканчивании скважин на примерах Юрубченского и Куюмбинского месторождений обеспечивает более высокое качество вскрытия и сохранения коллекторских свойств продуктивных горизонтов. Это обеспечивает увеличение удельных дебитов скважин в 1,8-2,3 раза. Отмечено, что удельная продуктивность скважин Куюмбинского месторождения в большей степени зависит от фильтрационно-емкостных характеристик трещинного коллектора, чем от характера его вскрытия.

На основе многолетнего анализа установлено, что применение минерализованных растворов и промывочных жидкостей па углеводородной основе обеспечивает минимальное воздействие на продуктивные горизонты. Наиболее распространенным осложнением при вскрытии продуктивных отложений на месторождениях Юрубчсиской зоны нефтегазонакоплепия является поглощение промывочной жидкости различной интенсивности вплоть до катастрофических. Зафиксированные объемы поглощений промывочной жидкости в продуктивных отложениях на скважинах Юрубчеиского месторождения составляли 150-250 м1, а по скважине № 211 Куюмбинской площади до 600 м3 (слабо полимерная вода). Применение растворов на углеводородной основе с плотностью 980 кг/м не обеспечивает полное прекращение поглощений промывочной жидкости.

Для обеспечения сохранности коллекторских свойств продуктивных горизонтов, характеризующихся интенсивными поглощениями, необходимо внедрение в технологию вскрытия процесса кольматации и последующей декольматации с использованием гидроимпульсиых и струйных методов обработки пластов.

Анализ фактических данных при бурении газовых скважин на Севере Красноярского края свидетельствует о том, что основные причины гидратообразования связаны с создавшимися газопроявлениями при проводке скважин. Основной причиной газопроявления является вскрытие газовых залежей при бурении на технической воде или на пресном глинистом растворе с несоответствующим удельным весом.

Особую опасность для процесса бурения представляет газопроявление с одновременным ухудшением параметров промывочной жидкости при поступлении в скважину кислых газов (сероводорода или углекислого газа).

Простои скважин в условиях не ликвидированного газопроявления приводят к интенсивному гидратообразованию, несмотря на то, что газопроявляющие горизонты находятся на глубине свыше 3000 м и имеют температуру плюс 7080 °С. Использование охлажденного глинистого раствора при промывке скважин способствует интенсивному гидраюобразованию и закупорке скважин.

Проведенный анализ технологий по ликвидации осложнений в скважинах в связи с гидратообразованием в период бурения свидетельствует об их низкой эффективности и значительных затратах времени и средств на эти работы. По этим причинам ликвидированы четыре из десяти скважин. Предупредить процессы гидратообразования при бурении можно, исключив один из определяющих факторов, а именно низкую температуру. Для этих целей необходимо применять подогретый до плюс 20-40 °С буровой раствор.

Следует отметить, что наиболее эффективным методом предупреждения гидратообразования в стволе скважин при бурении является вскрытие газовых залежей с применением буровых растворов на основе солей (СаСЬ или MgCl2) с достаточным противодавлением на пласт. Подогрев промывочной жидкости (на пресной основе) лишь частично снижает гидратообразование при создавшихся газопроявлениях в скважине. Гидратообразование при бурении скважин является наиболее опасным и распространенным осложнением при их строительстве, снижающим в значительной степени геолого-экономическую эффективность проведения поисково-разведочных работ. Поэтому при проектировании строительства и заканчивапия скважин необходимо включать технологические регламенты по предупреждению гидратообразования.

Четвертый раздел посвящен разработке и совершенствованию технологии испытания скважин в условиях гидратообразования.

В условиях Севера Красноярского края гидратообразование происходит при испытании практически всех газовых и газокондеисатных скважин. Отмечены случаи образования гидратов в нефтяных скважинах в пределах Юрубченского, Куюмбинского, Ванкорского, Пайгинского и Моктаконского месторождений, а также при испытании гидрогеологических объектов на Собииском месторождении. Из опыта работ по испытанию установлено, что гидратообразование происходит в стволе скважин, запорной арматуре, узлах промыслового оборудования, газосепараторах, линиях обвязки (задвижках, штуцерной колодке, пруверс, угольниках), а в отдельных случаях и в призабойной зоне пласта. Проведенный анализ фактических материалов по испытанию скважин на основных месторождениях показал, что основное число (55 %) случаев гидратообразования зарегистрировано при исследовании скважин на режимах, тогда как на освоение приходится 36 % случаев. Гидратообразование при глушении отмечено в трех скважинах (6 %, таблица 1).

Таблица 1 — Гидратообразованис при бурении и испытании скважин на месторождениях Красноярского края

№ Наименование Число Период образования гидратов

месторождения скважин при при испытании, в том числе

с гидра- буре- вызов исследо- глуше-

тообразо- нии притока вание на ние

ванием режимах скважин

1 Нижне-Летнинское 1 1 _* - -

2 Володинскос 2 1 1 - -

3 Солёнинское 3 2 - 1 -

4 Пеляткинское 4 - 1 2 1

5 Лодочное 5 - 1 3 1

6 Тагульское 1 1 - - -

7 Собинское 13 - 4 8 1

8 Юрубченское 8 2 4 2 -

9 Оморинское 2 1 - 1 -

10 Дерябинское 1 1 - - -

11 Яровское 1 1 - - -

Итого 41 10 11 17 3

* — гидратообразование не установлено

Анализ термобарических условий залегания нефтяных и газоконденсатных залежей, а также опыт испытания скважин (величина и характер изменений забойных и устьевых давлений и температуры при исследовании) показывает, что безгидратные режимы работы скважин, как правило, отсутствуют. Поэтому, независимо от характера насыщения объекта, технология испытания скважин в Ениссй-Хатангском прогибе и западной части Сибирской платформы должна предусматривать обязательный комплекс методов предупреждения гидратообразоваиия, основными из которых являются: прогрев скважин, перфорация при наличии ингибитора в зоне перфорации, промывка и глушение скважин на минерализованных растворах, ввод антигидратного ингибитора при исследовании и др.

Детально рассмотрена технология проведения работ по испытанию скважин испытателями пластов на бурильных трубах (ИПТ). Анализ работ с ИПТ на месторождениях Восточной Сибири (777 опробований) позволил установить, что их эффективность недостаточно высока, несмотря на высокий процент технически успешных испытаний (более 90 %). Это объясняется отсутствием обоснованных параметров режима опробований и большими интервалами испытания. Рекомендована оптимальная технология опробования и режимные параметры испытания скважин ИПТ в процессе бурения применительно к местным геолого-техническим условиям (таблица 2).

Таблица 2 — Режимные параметры испытания скважин ИПТ для пластов-коллекторов с межзерновой проницаемостью

Класс коллектора (по Ханину) и его насыщение Величина депрессии на нласт (в % от Рпл) Время полного цикла испытания, мин

открытого периода (притока) закрытого периода (восстановления давления)

1-П1 с нефтяным,

газовым, водяным 20-50 15-20 60-70

IV с газовым 20-50 15-20 60-70

IV с нефтяным,

водяным 40-80 40-60 120-180

V с газовым 40-80 40-60 120-180

V с нефтяным 60-80 60-80 180-240

Разработана оптимальная технологическая программа иепытапия скважин в колонне. Предложенные блок-схемы включают набор необходимых операций и их последовательность выполнения при испытании карбонатных и терригениых отложений. Приведены рекомендации по совершенствованию испытания нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин в осложненных условиях. На основании значительного объема испытаний нефтяных скважин на Юрубчснском и Куюмбинском месторождениях предложены дополнения в технологию гидродинамических исследований нефтяных объектов с каверновым и каверно-трещиноватым типом коллектора.

Путем построения статистических зависимостей удельного дебита и продуктивности скважин от забойного давления определено, что при снижении последнего ниже 12,0 МПа имеет место резкое снижение продуктивных характеристик скважин. Это является определенным критерием при установлении оптимального забойного давления. Применение устьевого штуцирования скважин с целью регулирования забойного давления приводит к неустойчивому режиму фонтанирования, а использование забойных штуцеров не рекомендуется из-за интенсивного гидратообразования при низких пластовых температурах в залежах.

Анализ измерений устьевых давлений и температуры при газодинамических исследованиях газовых и газокоиденсатных скважин на месторождениях показал, что практически все газовые скважины работают в гидратиом режиме. Установлено, что безгидратные режимы возможны при работе газовых скважин с дебитами более 300 тыс. м3/сут и устьевых температурах выше плюс 5-6 °С (рисунок 1).

Наиболее опасными для гидратообразования являются режимы работы скважин с дебитом менее 50-60 тыс. в связи, с чем отработку скважин па

таких режимах необходимо проводить по экспресс-методу с постоянной подачей антигидратиого ингибитора в скважины.

Рисунок 1 - Номограмма определения безгидратного режима скважины № 8 Пеляткинской площади

Для принятых конструкций скважин на месторождениях Красноярского края определены основные режимные параметры исследования газоконденсатных объектов. Установлено, что для высокодебитных скважин

Собииского месторождения минимально допустимый дебит (МДЦ), обеспечивающий вынос конденсата, должен быть в пределах 125-160 м3/сут. При этом скорость потока газа у башмака НКТ будет составлять 1,7-2,1 м/с.

Оптимальная депрессия, необходимая для полного выноса конденсата из пласта, составляет 13-14 % от Рил. Однозначно доказано, что при дебитах около 100 тыс. м3/сут, необходимо отрабатывать скважины перед отбором проб не менее 24 часов.

Предложенные разработки и рекомендации по совершенствованию технологии исследования в основном направлены на выявление наиболее благоприятных режимов отработки скважин с целью недопущения преждевременных осложнений и получения качественных газогидродинамических параметров изучаемых залежей и месторождений для проектирования их освоения.

В пятом разделе рассматриваются проблемы обеспечения притока флюидов, склонных к гидратообразованию и оценки добычных возможностей на этапе освоения месторождений.

' Рассмотрены результаты пробной эксплуатации нефтяных скважин на Пайгииском, Куюмбииском и Юрубчеиском месторождениях, которая проводятся уже более 15 лет. Наибольший объем добычи в анализируемый период производится на Юрубчснском месторождении (рисунок 2). На месторождении осуществляется пробная эксплуатация одновременно от трех до 5 скважин.

Анализ работы скважины (ПГ-4) на Пайгинском месторождении показал, что с 1989 по 2003 годы практически не произошло снижения ее продуктивности и пластового давления в залежи. Газовый фактор вырос в течение эксплуатации скважины с 168 до 201 м3/м3. При отборе нефти из скважины в продукции пластовых вод и механических примесей не отмечено. Освоение скважин Пайгинского месторождения после их глушения рассолами осуществлялось без осложнений. Это свидетельствует о том, что установленные темпы отбора позволяют осуществлять достаточно эффективный дренаж залежи.

В пределах Куюмбинского месторождения пробная эксплуатация рифейских залежей проводилась в шести скважинах. Всего с начала проведения пробной эксплуатации скважин на Куюмбинском месторождении добыто 91,1 тыс.т нефти. Наиболее продолжительная пробная эксплуатация этого месторождения проведена на скважине № 2, начиная с 1989 года. С целью изучения потенциальных возможностей исследования проводили на установившихся гидродинамических режимах. По результатам проведенных исследований установлены незначительные снижения пластового давления на 0,4 МПа (с 22,0 до 21,6 МПа), увеличения забойного давления при работе на режимах с 18,6 до 20,8 МПа (на штуцере 5 мм) и увеличение коэффициента продуктивности в среднем в 1,5-2,0 раза. При эксплуатации скважин па режимах происходило периодическое падение трубного давления за счет парафино- и, возможно, гидратообразования по стволу скважины. Опыт работы показал, что максимальная глубина пробкообразования находятся в интервале

1350-1400 м'от устья скважины. Для предупреждения образования пробок проводили периодический прогрев скважины прокачкой горячей нефтью, либо СаС12 после отбора нефти в объеме 500-600 м3.

1989- 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 94 Годы

■ Пайгинское месторождение □ Куюмбинское месторождение В Юрубченское месторождение

Рисунок 2 -Объем добычи нефти на месторождениях Красноярского края

Пробная эксплуатация скважин №№ 9 и 102 подтвердила сложное строение рифейской залежи Куюмбииского месторождения, одновременное вскрытие нефтяных и водонасыщениых частей пласта привело к обводнению скважины. При отсутствии надежных непроницаемых перемычек и значительной вертикальной трещиповатости карбонатов обводнение скважины № 9 произошло в первый год эксплуатации и составило 20 %.

На Юрубчснском месторождении в пробной эксплуатации находится 7 скважин. С начала эксплуатации на месторождении добыто 332,3 тыс. т нефти. Динамика добычи приведена па рисунке 2. Наибольший объем нефти отобран на скважине № 5, средний дебит которой составляет 125-145 м3/сут при депрессии 0,5-0,6 МПа. Газовый фактор оставался практически неизменным и составлял 198 м3/м3. Признаков воды в добываемой продукции не отмечено. Во время пробной эксплуатации на скважине трижды проводили исследования методом установившихся отборов, что позволило установить тенденцию увеличения продуктивности скважины в зависимости от объема отбора нефти (рисунок 3).

а, м1сут1

О 100 200 300 400 500 600 700

О О) 02

» С

2 оз аГ 4

04

05

06

I ♦ 1984 год О 2002 год А 2003 год |

Рисунок 3 — Индикаторные диаграммы скважины №. 5 Юрубченского месторождения, интервал 2286 - 2295 м

Результаты пробной эксплуатации на месторождениях указывают на то, что при правильно выбранном режиме разработки, по крайней мере, на ранней стадии, можно прогнозировать устойчивую работу нефтяных скважин. Вместе с тем, при дальнейшем геологическом изучении Куюмбинского и Юрубченского месторождений необходимо уделить особое внимание дифференциации разреза карбонатной продуктивной толщи на объекты индивидуального воздействия с целью ' наиболее полного дренирования балансовых запасов нефти. Установлено, что эффективная защита оборудования от АСПО и гидратообразования является обязательным условием бесперебойной эксплуатации скважин.

При эксплуатации нефтяных скважин в период разработки месторождений, открытых на территории Красноярского края, ожидаются осложнения, связанные с возможным образованием гидратных пробок при освоении скважин в затрубном пространстве и асфальто-смолисто-парафиновых отложений и гидратных пробок в лифтах. Детальный прогноз интенсивности и глубины ЛСПО и гидратообразования на конкретных месторождениях и выбор наиболее оптимальных способов защиты скважин от осложнений возможен только после получения дополнительной информации о физико-химических свойствах и компонентном составе пластовых нефтей.

Проведенные гидродинамические исследования на различных этапах пробной эксплуатации скважин Юрубченского и Куюмбинского месторождений позволили установить тенденцию роста продуктивности скважин в зависимости от продолжительности их эксплуатации и увеличения

объемов отбора нефти. Эта тенденция обуславливается, по всей вероятности, увеличением проницаемости призабойной зоны за счет очистки трещин от кольматирующсго материала и снижения «скин-эффекта».

Ухудшение продуктивности скважин отмечено вследствие периодического образования асфальтовосмолистых и иарафино-гидратных отложений. Интенсивность образования ЛСПО заметно увеличивается при работе на штуцере малого диаметра (3-4) мм из-за уменьшения скорости восходящего потока нефти и большего охлаждения в зоне нахождения многолетнемёрзлых пород. При эксплуатации скважин необходимо предусматривать мероприятия по борьбе с ЛСПО и гидратных отложений, а также периодические остановки для проведения текущих ремонтов.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Основные месторождения нефти, газа и газового конденсата в Енисей-Хатаигском прогибе и западной части Сибирской платформы представляют собой сложнопостроснныс' объекты с аномальными термобарическими характеристиками, сложным строением коллекторов, имеющих невысокие фильтрационно-ёмкостные свойства и многокомпонентный состав насыщающих флюидов. Максимально возможное сохранение коллекторских свойств, повышение продуктивности скважин и геолого-экономической эффективности работ требуют создания специальных технологий и технических средств по их вскрытию и разобщению.

2. При бурении и испытании скважин выявлено активное гидратообразование на месторождениях Енисей-Хатангского прогиба на глубинах от 0 до 1350-1470 м, в западной части Сибирской платформы до глубин от 1800 до 2100 м и в призабойиой зоне пласта. Определяющим фактором гидратообразовапия для месторождений Еииссй-Хатангского прогиба является наличие мерзлых пород значительной толщины, для месторождений западной части Сибирской платформы - низкие значения пластовой температуры в залежах (плюс 15-35 °С). Аномально высокие пластовые давления (Кап = 1,28-1,48) и присутствие в составе газов создают условия для повышения температуры гидратообразования углеводородных газов на 10-14 °С. Степень минерализации пластовых вод изменяет температуру гидратообразования; повышение минерализации снижает равновесную температуру гидратообразования на 5 - 6 °С в условиях западной части Сибирской платформы и не оказывает существенного влияния в условиях Енисей-Хатангского прогиба. Газопроявления при вскрытии продуктивных отложений при наличии благоприятных термобарических условий в сочетании с техногенным влиянием являются основной причиной гидратообразоваиия при бурении скважин на месторождениях Красноярского края. Использование при бурении скважин технологических жидкостей на углеводородной основе либо минерализованных растворов необходимой плотности для предотвращения

газопроявления с температурами близкими или выше пластовых, значительно снижают вероятность гидратообразования в стволе скважин при их бурении.

3. Разработанные на основании изучения фактических материалов номограммы по определению равновесных условий гидратообразования на месторождениях Красноярского края позволяют с высокой степенью достоверности прогнозировать зоны гидратообразования в недрах и могут быть использованы при проведении работ на сопредельных территориях.

4. Эффективность заканчивания скважин зависит от величины репрессии на пласт, времени воздействия и интенсивности поглощения промывочной жидкости. Установлено, что интенсивные поглощения промывочной жидкости вплоть до катастрофических (более 60 м3/ч) являются основным фактором, влияющим на качество вскрытия продуктивных отложений, представленных трещиноватым типом коллектора. Применение растворов на углеводородной основе с плотностью близкой к 1000 кг/м3 снижает интенсивность поглощений, но в целом, не обеспечивает их полное прекращение. Технология вскрытия трещиноватых коллекторов с интенсивным поглощением должна осуществляться на основе эффективных методов кольматации - декольматации с применением гидроимпульсных и струйных методов обработки пласта.

5. Установлено, что в условиях совершенной конструкции забоя (открытый ствол) происходит увеличение удельного дебита скважин в 1,8 - 2,3 раза. Увеличение дебитов обусловлено сочетанием ряда благоприятных факторов: снижением величины репрессии, эффективности применения методов кольматации - декольматаци, улучшением состава и свойств промывочной жидкости.

6. Исследованиями газовых и газокопденсатных скважин установлено, что безгидратные режимы работы скважин практически отсутствуют и достигаются в отдельных случаях при устьевых температурах выше плюс 5 °С и дебитах более 300 тыс. м3/сут, в связи, с чем подтверждена необходимость применения обязательного комплекса мер по предупреждению гидратообразования на всех этапах работ по испытанию скважин.

7. Результаты пробной эксплуатации скважин указывают на то, что при правильно выбранном режиме разработки, по крайней мере, на ранней стадии, возможно прогнозировать устойчивую работу нефтяных скважин на Собинском, Юрубченском и Куюмбипском месторождениях. Исследования методом установившихся отборов, проведенные на разных этапах пробной эксплуатации скважин па Юрубченском и Куюмбинском месторождениях, позволили установить устойчивую тенденцию увеличения продуктивности скважин в зависимости от продолжительности их эксплуатации и возрастания обьемов отбора нефти, что обусловлено увеличением проницаемости призабойной зоны за счет очистки трещин от кольматирующего материала и снижения «скин-эффекта».

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих печатных работах:

1. Громовых С.А. Методы предупреждения гидрагообразования при бурении и испытании низкотемпературных скважин / С.А. Громовых, Н.Л. Третьяк // Пути совершенствования технологии бурения, крепления и испытания скважин: Сб. тр. Всесоюз. совещ. - Красноярск, 1978.- С. 75-78.

2. Николаев P.M. Оценка коллекторских свойств продуктивных горизонтов на основе анализа диаграмм давления, полученных при испытании скважин ИП в процессе бурения / P.M. Николаев, С.Л. Громовых // Новые данные по геологии и полезным ископаемым Красноярского края и Тувинской АССР: Тез. докл. конф. молодых геологов. - Красноярск, 1980. - С. 66-67.

3. Громовых С.А. Внедрение технологических разработок и приемов при бурении и испытании скважин в Енисей-Хатаигском прогибе и западной части Сибирской платформы / С.Л. Громовых, П.П. Старчсков // Отчет по теме за 1979-80 гг.- № РГ 1051.- Фонды РГФ, КрТГФ, ЭвТГФ. - Красноярск, 1980.- 80 с.

4. Фукс Б.А. Временное методическое руководство по исследованию нефтяных скважин на разведочных площадях юга Сибирской платформы / Б.А. Фукс, P.M. Николаев, С.Л. Громовых // Иркутск: ВостСибНИИГГиМС, 1981.-22 с.

5. Громовых С.А. Определение минимально допустимого дебита газо-конденсатных скважин Собинского месторождения / С.А. Громовых, В.И. Клыпин // Прогнозирование и поиски месторождений полезных ископаемых Восточной Сибири: Тез. докл. регион, конф. - Иркутск, 1985. - С. 65.

6. Николаев P.M. Итоги и совершенствование испытания скважин на Сибирской платформе / P.M. Николаев, С.А. Громовых // Итоги и направление поисковых работ на нефть и газ в Красноярском крас: Тез. докл. краевой конф.-Красноярск, 1985.-С. 140-141.

7. Громовых С.Л. О режиме Собинского месторождения // Итоги и направление поисковых работ на нефть и газ в Красноярском крае: Тез. докл. краевой конф.-Красноярск, 1985.-С. 142-143.

8. Громовых С.А. Методическое руководство по предупреждению гидратообразовапия и ликвидации гидратных пробок при испытании скважин / С.А. Громовых, В.Д. Накаряков, P.M. Николаев // Красноярск: ПГО «Енисейнефтегазгеология», 1986 .-24 с.

9. Громовых С.Л. Совершенствование технологии испытания скважин на Сибирской платформе // Геология нефтегазоносных земель Красноярского края: Сб. тр. -Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1987. - С. 143-147.

10. Кринин В.А. Совершенствование технологии вызова и интенсификации притоков из карбонатных отложений рифея Западной части Сибирской платформы / В.Л. Кринин, С.А. Громовых, Л.Л. Проскуряков // Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин: Материалы второй Всесоюз. науч.-техн. конф. -М.: 1988,- С. 183-185.

11. СТП 9-17-003-89. Методическое руководство по испытанию различных типов объектов в условиях гидратообразовапия / P.M. Николаев,

С.Л. Громовых, В.И. Клыпин // Красноярск: ПГО «Енисейнсфтсгазгеология», 1989.-94 с.

12. Громовых С.Л. Совершенствование технологии и внедрение методик исследования различных типов объектов в условиях гидрагообразования в скважинах Красноярского края / С.Л. Громовых, В.И. Клыпин, В.И. Кочпев // Отчет по теме 16-77-40/10, № РГ 1903. - Фонды РГФ, КрТГФ, ЭвТГФ, 1989.102 с.

13. Фельдман Л.Л. Использование сети северных нефтебаз ОАО «Красноярскнефтепродукт» для создания устойчивой системы нефте-продуктообеспечения районов Крайнего Севера и Арктического региона / Л.Л. Фельдман, А.Л. Фельдман, С.А. Громовых // Транспорт и хранение нефтепродуктов. - 1997. - Вып. 7. - С. 18-22.

14. Громовых С.Л. Переработка нефги на малогабаритных установках на месторождениях Красноярского края // Химия нефти и газа: Материалы IV Между нар. конф.- Томск, 2000 .- С. 69-71.

15. Громовых С.Л. Предварительные результаты пробной эксплуатации скважин па Куюмбинском нефтегазокопденсатном месторождении. // Актуальные вопросы недропользования и пути эффекивного освоения минеральных ресурсов Эвенкии: Материалы Межрегион, научн.-практ. конф.-Красноярск, 2001. - С. 58-60.

16. Нечспуренко Л.Е. Перспективы развития газовой отрасли Эвенкии./ А.Е. Нечепуренко, С.Л. Громовых, Л.В. Миусов // Новые технологии и методы изучения и освоения природных ресурсов Эвенкии: Материалы IV регион, науч.-практ.конф.- Тура, 2003.- С. 21-24.

17. Мойса Н.Ю. Опыт применения полимерэммульсиошюго бурового раствора при бурении поисковой скважины в ОАО «Красноярскгазпром» / Б.М. Гаврилов, НЛО. Мойса, С.Л. Громовых, Л.Д. Новиков // Восстановление производительности нефтяных и газовых скважин: Материалы Межотраслевой пауч.-практ. коиф.- Анапа, 2003.- С.241-253.

18. Громовых С.А. Ресурсный потенциал углеводородного сырья Нижнего Приангарья // Инвестиционный форум регионального развития: Тез. докл. регион, конф. - Красноярск, 2004.-С. 120-121.

19. Громовых С.Л. Выделение зон гидратообразовапия в нефтегазоносных областях Ениссй-Хатангского прогиба и западной части Сибирской платформы // Заканчивапис и ремонт нефтегазовых скважин в условиях депрессии на продуктивные пласты: Материалы 12 Межотраслевой науч.-практ. конф.- Анапа, 2004.- С.299-307.

20. Громовых С.Л. Особенности технологии закаичивания нефтегазовых скважин при доразведке и подготовке к разработке Собинского нефтегазоконденсатпого месторождения // Закапчиванис и ремонт нефтегазовых скважин в условиях депрессии на продуктивные пласты: Материалы 12 Межотраслевой науч.-иракт. конф.- Анапа, 2004.- С.308-312.

21. Мойса Н.Ю. Опыт применения вязко-упругих составов серии «ХИМПАК-ПГ» для ликвидации поглощений при бурении скважин на месторождениях Восточной Сибири / Н.Ю. Мойса, Б.М. Гаврилов, С.А.

Громовых // Закапчивание и ремонт нефтегазовых скважин в условиях депрессии па продуктивные пласты: Материалы 12 Межотраслевой науч.-практ. коиф. - Анапа, 2004.- С.73-82.

Соискатель

С.Л. Громовых

Подписано в печать 02.06.2005 г. Формат 60x84/16. Бумага финская. Гарнилура Times New Roman. Печать RISO. Усл. печ. л. 1,27. Тираж 100. Заказ 120.

Отпечатано с готового набора в типографии Издательства «Вектор Бук» Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000 г.

625004, г.Тюмень, ул. Володарского, 45. тел.(3452) 46-54-04,46-90-03.

1 ли-J * *«í A fc-íí К*

11 ИЮЛ 2005

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Громовых, Сергей Андреевич

ВВЕДЕНИЕ.

1 ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ КРАСНОЯРСКОГО КРАЯ.

1.1 Термобарическая характеристика основных нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

1.1.1 Месторождения Енисей-Хатанского прогиба.

1.1.2 Месторождения западной части Сибирской платформы.

1.2 Проблемы технологии строительства скважин.

2 ГИДРАТООБРАЗОВАНИЕ ПРИ ЗАКАШИВАНИИ СКВАЖИН.

2.1 Представление о механизме гидратообразования.

2.2 Обоснование наиболее значимых факторов гидратообразования в пределах Енисей-Хатанского прогиба и западной части Сибирской платформы.

2.2.1 Месторождения Енисей-Хатанского прогиба.

2.2.2 Месторождения западной части Сибирской платформы.

3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ГИДРАТООБ-РАЗОВАНИЙ ПРИ ВСКРЫТИИ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ И ЗА-КАНЧИВАНИИ СКВАЖИН.

3.1 Оценка факторов вскрытия.

3.2 Выбор способов первичного вскрытия продуктивных пластов.

3.3 Выбор промывочной жидкости для вскрытия продуктивных горизонтов.

3.4 Особенности технологии вскрытия в условиях гидратообразования при бурении скважин на разведочных площадях Красноярского края.

4 РАЗРАБОТКА И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ИСПЫ

ТАНИЯ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ.

4.1 Предупреждение гидратообразования при испытании скважин.

4.2 Технология проведения работ по испытанию скважин в процессе бурения.

4.3 Технологическая программа испытания скважин в колонне.

4.4 Испытание нефтяных скважин.

4.5 Исследование газовых и газоконденсатных скважин.

5 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ПРИТОКА ФЛЮИДОВ, СКЛОННЫХ К ГИДРАТООБРАЗОВАНИЮ В СКВАЖИНАХ. ОЦЕНКА ДОБЫВНЫХ ВОЗМОЖНОСТЕЙ НА ЭТАПЕ ОСВОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

5.1 Предварительные результаты пробной эксплуатации скважин.

5.2 Технико-экономическая оценка способов предупреждения осложнений при испытании и пробной эксплуатации на месторождениях Красноярского края.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование и разработка технологий строительства скважин в условиях гидратообразования"

В современных условиях, когда страна встала на путь структурных перемен и перехода на новые условия хозяйствования, нефтяная и газовая промышленность по-прежнему остаются ведущими отраслями в топливно-энергетическом комплексе страны. При создании нефтегазодобывающего комплекса в Восточной Сибири развитие технологии и техники эксплуатации нефтяных и газовых скважин становится важнейшим направлением науки и производства.

Непрерывное развитие газовой промышленности и, в первую очередь ОАО «Газпром», ставит задачи повышения устойчивости энергоснабжения России, выбора оптимальных направлений поиска перспективных районов добычи и рынков сбыта газа, роста эффективности геологоразведочных работ, снижения капиталозатрат на добычу, транспортировку и хранение газа. В ближайшее время, когда крупнейшие месторождения На-дым-Пур-Тазовского района переходят или перешли в стадию падающей добычи, эти задачи приобретают наиболее актуальное значение. В связи с истощением запасов основных газовых месторождений Западной Сибири, несомненно, важную роль приобретает освоение отдаленных газодобывающих регионов Восточной Сибири, в число которых входит Красноярский край.

В 70-80-е годы XX столетия в Восточной Сибири, Республике Саха (Якутия) и острове Сахалин было открыто большое число богатых углеводородами месторождений, на базе которых могут быть сформированы новые центры газовой промышленности Востока России. Особое внимание среди открытых месторождений заслуживают уникальные - Юруп-чено-Тохомское и Ковыктинское, крупные - Собинско-Пайгинское, Средне-Ботуобинское и Талаканское. Согласно проведенной оценке (ИГНГ СО РАН, СНИИГГиМС, ВНИИГРИ) на территории и акватории Восточной Сибири и Дальнего Востока начальные извлекаемые ресурсы свободного и попутного газа составляют 30-35 трлн.м3. Основная масса ресурсов углеводородов сосредоточена на глубинах 1500-3000 метров [4,50,52].

Газовые и нефтяные месторождения Восточной Сибири в отличие от месторождений-гигантов сеноманского комплекса Западной Сибири представляют собой сложно построенные объекты с аномальными термобарическими характеристиками, глубоко залегающими продуктивными горизонтами, относительно невысокими продуктивными свойствами, изменчивостью и сложным составом ресурсов залежей (наличием значительного количества неуглеводородных газов в составе: азот, сероводород, углекислый газ). Отличительной особенностью практически всех месторождений Восточной Сибири является наличие аномальных пластовых давлений (как АНПД, так и АВГТД) и низкой пластовой температуры.

Нефтяным и газовым месторождениям, открытым в пределах западной части Сибирской платформы и Енисей-Хатангского регионального прогиба в пределах Красноярского края, присущи все выше перечисленные признаки. Сложное строение месторождений обуславливает повышенные требования к разработке и применению технологии первичного и вторичного вскрытия продуктивных горизонтов, качеству заканчивания скважин и методам освоения нефтегазонасыщенных пластов и эксплуатации скважин.

Характерной особенностью для этой группы месторождений является интенсивное гидратообразование, проявляющееся при испытании и пробной эксплуатации скважин. Гидратообразование происходит в интервалах глубин от 0 до 2100 метров практически во всех газовых и газоконденсат-ных скважинах, имеются случаи образования гидратов в нефтяных скважинах в пределах Юрубченкского, Куюмбинского, а также на гидрогеологических объектах Собинско-Пайгинского месторождения. Это является следствием благоприятных термобарических условий отложений осадочного чехла Енисей-Хатангского прогиба и западной части Сибирской платформы, характерзующихся большой мощностью криолитозоны (до 700 м) и низким геотермическим градиентом (1,5-2,5 0 С на 100 м).

При строительстве скважин в таких условиях возникает необходимость выработки комплекса работ по предупреждению процесса гидрато-образования при заканчивании и эксплуатации скважин путем создания методики и технологии их исследования. Особая роль в этих условиях отводится повышению качества гидродинамических методов изучения и исследования скважин, достоверности интерпретации полученных основных газогидродинамических параметров исследуемых объектов. Все это является главной составляющей для подготовки залежей к подсчету запасов и последующей разработке научно обоснованной схемы эксплуатации месторождений.

Цель работы: - повышение эффективности строительства скважин на нефть и газ путем разработки и совершенствования технологии первичного вскрытия, заканчивания и испытания скважин в условиях гидра-тообразования на примере месторождений и залежей Красноярского края.

Основные задачи исследований:

1. Анализ термобарических условий и фильтрационно-емкостных характеристик основных нефтегазовых месторождений и залежей западной части Сибирской платформы и Енисей-Хатангского прогиба.

2. Определение влияния основных факторов на качество заканчивания скважин в условиях активного гидратообразования при бурении и испытании скважин и разработка технологических схем испытания объектов.

3. Разработка мероприятий для предупреждения осложнений при бурении, освоении, исследовании и эксплуатации скважин.

4. Промысловые испытания разработанных технологий, разработка нормативной документации.

Научная новизна

1. Разработана научно обоснованная методика комплексной оценки гидратообразования в процессах вскрытия, исследования и пробной эксплуатации продуктивных горизонтов при освоении месторождений западной части Сибирской платформы и Енисей-Хатангского прогиба.

Доказано, что при испытании газовых и газоконденсатных скважин по существующим технологиям на месторождениях западной части Сибирской платформы и Енисей-Хатангского прогиба практически невозможно обеспечение безгидратных режимов.

2. Разработаны новые технологические схемы и научно обоснованные методы исследований различных типов нефтегазонасыщенных объектов в осложненных условиях гидратообразования, направленные на повышение продуктивности нефтегазоконденсатных скважин.

Практическая значимость

1 .Разработаны технологические регламенты и методические руководства на строительство и испытание различных типов эксплуатационных объектов в условиях гидратообразования, обеспечивающие достижение положительного эффекта при освоении и эксплуатации скважин на месторождениях Восточной Сибири.

2.0пределен обязательный комплекс требований по предупреждению гидратообразования для планирования работ по испытанию скважин.

3. Разработаны блок-схемы технологической программы испытания отдельно для карбонатных и терригенных отложений.

4. Апробированы методы исследования газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин. Предложены мероприятия по повышению продуктивности скважин при разработке месторождений Восточной Сибири.

Апробация работы

Материалы диссертации были представлены на: Всесоюзном совещании «Технологии бурения, крепления и испытания скважин» (Красноярск, 1978), Краевой конференции молодых геологов (Красноярск, 1980), Выездной экспертной комиссии секции глубокого бурения Министерства геологии РСФСР «Рациональные методы вскрытая и испытания карбонатных коллекторов нефти и газа» (Ухта, 1980), VII региональной научно-практической конференции «Итоги и направление поисковых работ на нефть и газ в Красноярском крае» (Красноярск, 1985), Второй Всесоюзной научно-технической конференции «Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин» (Ивано-Франковск, 1988), заседаниях научно-технического совета ПГО «Енисейнефтегазгеология» (Красноярск, 1975, 1977, 1979, 1980, 1983, 1986, 1989 гг.), на заседании Краевого экспертного совета Администрации Красноярского края (Красноярск, 1997), Международном совещании «Методы оценки состояния и устойчивости лесных экосистем» (Красноярск, 1999), Международной конференции «Химия нефти и газа» (Томск, 2000), Межрегиональной научно-практической конференции «Актуальные вопросы природопользования и пути эффективного освоения минеральных ресурсов Эвенкии» (Красноярск, 2001), Межотраслевой научно-практической конференции «Восстановление производительности нефтяных и газовых скважин» (Анапа, 2003), Всероссийской конференции «Структурно-функциональная организация и динамика лесов» (Красноярск, 2004), Межотраслевой научно-практической конференции: «Заканчивание и ремонт скважин в условиях депрессии на продуктивные пласты (Анапа, 2004).

Автор выражает глубокую благодарность начальнику отдела испытания скважин ОАО «Енисейнефтегаз» P.M. Николаеву за длительное творческое сотрудничество в период совместного проведения исследований скважин и разработки методических рекомендаций, а также кандидату технических наук, директору ООО «Сибироника» В.Ф. Чернышу за ценные консультации при проведении научных исследований и подготовке публикаций. Особую благодарность автор выражает бывшему генеральному директору ПО «Красноярсккрай-уголь» JI.H. Ружникову за оказание помощи в организации работ по добыче и переработке нефти на месторождениях Красноярского края, генеральному директору ОАО «Красноярскгазпром» А.Е. Нечепуренко и кандидату технических наук, заместителю директора института ООО «ТюменНИИГипрогаз» В.Ф. Штолю за совместное сотрудничество и содействие при подготовке данной работы.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Громовых, Сергей Андреевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Основные месторождения нефти, газа и газового конденсата в Енисей-Хатангском прогибе и западной части Сибирской платформы представляют собой сложнопостроенные объекты с аномальными термобарическими характеристиками, сложным строением коллекторов, имеющих невысокие фильтраци-онно-емкостные свойства и многокомпонентный состав насыщающих флюидов. Максимально возможное сохранение коллекторских свойств, повышение продуктивности скважин и геолого-экономической эффективности работ требуют создания специальных технологий и технических средств по их вскрытию и разобщению.

2. При бурении и испытании скважин выявлено активное гидратообразование на месторождениях Енисей-Хатангского прогиба на глубинах от 0 до 1350-1470 м, в западной части Сибирской платформы до глубин от 1800 до 2100 м и в призабойной зоне пласта. Определяющим фактором гидратообразования для месторождений Енисей-Хатангского прогиба является наличие мерзлых пород значительной толщины, для месторождений западной части Сибирской платформы - низкие значения пластовой температуры в залежах (плюс 15-35 °С). Аномально высокие пластовые давления (Кан = 1,28-1,48) и присутствие в составе газов H2S и СОг создают условия для повышения температуры гидратообразования углеводородных газов на 10-14 °С. Степень минерализации пластовых вод изменяет температуру гидратообразования; повышение минерализации снижает равновесную температуру гидратообразования на 5 - 6 °С в условиях западной части Сибирской платформы и не оказывает существенного влияния в условиях Енисей-Хатангского прогиба. Газопроявления при вскрытии продуктивных отложений при наличии благоприятных термобарических условий в сочетании с техногенным влиянием являются основной причиной гидратообразования при бурении скважин на месторождениях Красноярского края. Использование при бурении скважин технологических жидкостей на углеводородной основе либо минерализованных растворов необходимой плотности для предотвращения газопроявления с температурами близкими или выше пластовых, значительно снижают вероятность гидратообразования в стволе скважин при их бурении.

3. Разработанные на основании изучения фактических материалов номограммы по определению равновесных условий гидратообразования на месторождениях Красноярского края позволяют с высокой степенью достоверности прогнозировать зоны гидратообразования в недрах и могут быть использованы при проведении работ на сопредельных территориях.

4. Эффективность заканчивания скважин зависит от величины репрессии на пласт, времени воздействия и интенсивности поглощения промывочной жидкости. Установлено, что интенсивные поглощения промывочной жидкости вплоть до катастрофических (более 60 м /ч) являются основным фактором, влияющим на качество вскрытия продуктивных отложений, представленных трещиноватым типом коллектора. Применение растворов на углеводородной основе с плотностью близкой к 1000 кг/м снижает интенсивность поглощений, но в целом, не обеспечивает их полное прекращение. Технология вскрытия трещиноватых коллекторов с интенсивным поглощением должна осуществляться на основе эффективных методов кольматации — декольматации с применением гидроимпульсных и струйных методов обработки пласта.

5. Установлено, что в условиях совершенной конструкции забоя (открытый ствол) происходит увеличение удельного дебита скважин в 1,8 — 2,3 раза. Увеличение дебитов обусловлено сочетанием ряда благоприятных факторов: снижением величины репрессии, эффективности применения методов кольматации - декольматаци, улучшением состава и свойств промывочной жидкости.

6. Исследованиями газовых и газоконденсатных скважин установлено, что безгидратные режимы работы скважин практически отсутствуют и достигаются в отдельных случаях при устьевых температурах выше плюс 5 °С и де-битах более 300 тыс. м /сут, в связи, с чем подтверждена необходимость применения обязательного комплекса мер по предупреждению гидратообразования на всех этапах работ по испытанию скважин.

7. Результаты пробной эксплуатации скважин указывают на то, что при правильно выбранном режиме разработки, по крайней мере, на ранней стадии, возможно прогнозировать устойчивую работу нефтяных скважин на Собин-ском, Юрубченском и Куюмбинском месторождениях. Исследования методом установившихся отборов, проведенные на разных этапах пробной эксплуатации скважин на Юрубченском и Куюмбинском месторождениях, позволили установить устойчивую тенденцию увеличения продуктивности скважин в зависимости от продолжительности их эксплуатации и возрастания обьемов отбора нефти, что обусловлено увеличением проницаемости призабойной зоны за счет очистки трещин от кольматирующего материала и снижения «скин-эффекта».

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Громовых, Сергей Андреевич, Тюмень

1. Абриков И.Х. Нефтепромысловая геология / И.Х. Абриков, И.С. Гутман. М.: Недра, 1970.- 279 с.

2. Ананенков А.Г. АСУ ТП промыслов газоконденсатного месторождения Крайнего Севера / А.Г. Ананенков, Г.П. Ставкин, Э.Г. Талыбаев.-М.: Недра, 1999.- 230 с.

3. Ананенков А.Г. Энергосберегающая технология исследования высоко-дебитных газовых скважин / А.Г. Ананенков, А.Э. Конторович, О.М. Ермилов, А.И. Березняков // Газовая промышленность. 2004. - №11. - С. 56-59.

4. Аршинов С.А. О возможности применения забойных подогревателей для предотвращения гидратообразования в стволах газовых скважин // Природный газ Сибири: Сб. тр. Свердловск: Среднеуральское книжное изд-во, 1971.- Вып. 2. - С. 120-127.

5. Ашрафьян М.О. Исследование процесса формирования баритовых пробок в скважине / М.О. Ашрафьян, Н.Б. Савенюк, В.Ф. Негоднов // Нефтяное хозяйство. 1992.- № 8.- С. 10-13.

6. Бабаян Э.В. Проектирование технологии спуско-подъемных операций и контроль забойного давления // Техника и технология заканчивания и ремонта скважин в условиях АНПД: Тр. ОАО НПО Бурение. Краснодар, 2002.- Вып. 8. - С. 15-26.

7. Бабаян Э.В. Новая реолого-гидравлическая программа углубления скважин / Э.В. Бабаян, А.Э. Громовой, М.Н. Шурыгин // Нефтяное хозяйство. 2000.- № 2.- С.23-26.

8. Балуев А.А. Бурение продуктивных пластов в условиях равновесия (депрессии) в системе скважина-пласт // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 9.- С. 38-39.

9. Балуев А.А. Эффективность применения биополимерных буровых растворов при бурении боковых стволов с горизонтальным участком / А.А. Балуев, О.А. Лушпеева, Е.А. Усачев // Нефтяное хозяйство, 2001. № 9. -С. 35-37.

10. Басниев К.С. От газогидратного месторождения Малик — к будущему газовой промышленности / К.С. Басниев, В.А. Истомин, А.В. Щебе-тов // Газовая промышленность. 2002.- № 2.- С. 8- 9.

11. Битнер А.К. Нефтегазоносность древних продуктивных толщ запада Сибирской платформы / А.К. Битнер, В.А. Кринин, Л.Л. Кузнецов. -Красноярск, 1990. 114 с.

12. Бондарев Э.А. Определение безгидратного времени эксплуатации газовых скважин / Э.А. Бондарев, Ю. Ф. Макогон // Газовое дело. 1970. -№7.- С. 13-15.

13. Бузинов С.Н. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов / С.Н. Бузинов, И.Д. Умрихин. М.: Недра, 1973.- 246 с.

14. Букаты М.Б. Прогнозирование нефтегазоносности гидрогеохимическими методами // Поиски и разведка месторождение нефти и газа в Красноярском крае: Тез. докл. VIII регион, науч.- практ. конф. Красноярск, 1988. - С.103-104.

15. Булатов А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1983.- 255 с.

16. Булатов А.И. Справочник по промывке скважин /А.И. Булатов, А.И. Пеньков, Ю.М. Проселков. М.: Недра, 1984. - 318 с.

17. Бык С.Ш. Газовые гидраты / С.Ш. Бык, Ю.Ф. Макогон, В.И. Фомина. М.: Недра, 1980.- 296 с.

18. Вадецкий Ю.В. Испытание трещинных коллекторов в процессе бурения / Ю.В. Вадецкий, К.М. Обморышев, Б.И. Окунь. М.: Недра, 1976.156 с.

19. Вахитов Г.Г. Термодинамика призабойной зоны нефтяного месторождения / Г.Г. Вахитов, O.JI. Кузнецов, Э.М. Симкин. М.: Недра, 1978.- 215 с.

20. Вахитов Г.Г. Разработка месторождений при забойном давлении ниже давления насыщения / Г.Г. Вахитов, В.П. Максимов. М.: Недра, 1982.- 229 с.

21. Василевский В.Н. Оператор по исследованию скважин / В.Н. Василевский, А.И. Петров. М.: Недра, 1983.- 310 с.

22. Вятчинин М.Г. Определение режимов и зон гидратообразования в нефтяных скважинах / М.Г. Вятченин, О.Ю. Баталин, Н.Е. Щепкина // Нефтяное хозяйство. 2000. - № 7. - С.38-43.

23. Вятчинин М.Г. Закономерности гидратообразования в затрубном пространстве нефтяных скважин / М.Г. Вятчинин, Н.К. Праведников, О.Ю. Баталин // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 4. - С.54-57.

24. Грей Дж. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей) / Дж. Грей, Г.С. Дарли. М.: Недра, 1995.- С.208-209.

25. Громовых С.А. О режиме Собинского месторождения // Итоги и направление поисковых работ на нефть и газ в Красноярском крае: Тез. докл. краевой конф. Красноярск, 1985. - С. 142-143.

26. Громовых С.А. Совершенствование технологии испытания скважин на Сибирской платформе // Геология нефтегазоносных земель Красноярского края: Сб. тр. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1987. - С. 143-147.

27. Громовых С.А. Переработка нефти на малогабаритных установках на месторождениях Красноярского края // Химия нефти и газа: Материалы IV Междунар. конф.- Томск, 2000 .- С. 69-71.

28. Гуляев С.Н. Геологическое строение и перспективы нефтегазо-носности фундамента северо-востока Западно-Сибирской плиты // Геология и нефтегазоносность Красноярского края: Тез докл. геол. конф. Красноярск, 1974.- С. 65.

29. Гуревич Г.Р. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей / Г.Р. Гуревич, А.И. Брусиловский. М.: Недра, 1984.-541 с.

30. Дегтярев Б.В. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в северных регионах / Д.Б. Дегтярев, Э.В. Бухгалтер. М.: Недра, 1976.- 197 с.

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

32. Дмитриевский Б.Н. Природа, ресурсы и значимость гидратов природного газа / Б.Н. Дмитриевский, Б.М. Валяев // Газовая промышленность. 2002. - № 11.- С. 22-25.

33. Дровников П.Г. Разработка промысловых жидкостей для бурения поисково-разведочных скважин в Западной части Восточной Сибири: Автореф. дис. . канд. техн. наук: 05.15.10 Уфа, 1990.- 24 с.

34. Дровников П.Г. Опыт применения буровых растворов в Восточной Сибири и Якутии / П.Г. Дровников, В.Ф. Черныш, Е.А. Коновалов // Нефтегазовая геология, геофизика и бурение: Сб. науч.-техн. ин-форм. М.: ВНИИОНГ. - 1984. - Вып. 8.- С. 30-32.

35. Дровников П.Г. Использование местных материалов и промывочных остатков при бурении скважин в Восточной Сибири / П.Г. Дровников, Е.А. Коновалов, Ю.В.Зверев // Газовая промышленность. — 1985.-№ 10.- С. 27.

36. Дровников П.Г. Вопросы борьбы с обвалообразованием на площадях Енисей-Хатангского прогиба.//Предупреждение и ликвидация осложнений при бурении глубоких скважин: Тез. докл. краевой науч-практ. конф,- Красноярск, 1981.- С. 56.

37. Елисеев Ю.Б. Нефтегазовые ресурсы Восточной Сибири — реальность, проблемы, решения / Ю.Г. Елисеев, Л.Г. Кирюхин // Геология нефти и газа. 2003.- № 1.- С. 17-20.

38. Жеребцов Е.П. Расчет времени восстановления температуры охлажденной зоны после прекращения подачи холодной воды / Е.П. Жеребцов, Н.З. Ахметов, А.И. Хисамутдинов // Газовая промышленность. 2001.- № 8.- С. 67-68.

39. Жученко И.А. Прогнозирование перспектив развития ОАО «Газпром» / И.А. Жученко, Ю.Я. Куликова, Т.И. Штилькина, И.П. Крутикова // Проблемы экономики газовой промышленности: Сб. статей. М.: ГАЗОИЛ ПРЕСС, 2001.-С. 9-18.

40. Инструкция по гидродинамическим методам исследований пластов и скважин (РД 39-3-593-81). М.: Миннефтепром, 1982.- 162 с.

41. Инструкция по исследованию газоконденсатных месторождений на газоконденсатность. М.: Недра, 1975. - 72 с.

42. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. М.: Недра, 1980.- 301 с.

43. Ипполитов В.В. Качественная оценка возможностей гидродинамической кольматации проницаемых пластов при бурении и заканчивании скважин // Геология нефти и газа. 1991.- № 11. - С. 32-34.

44. Истомин В.А. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа / В.А. Истомин, В.Г. Квон. — М.: ООО ИРЦ Газпром, 2004.- 506 с.

45. Карнаухов М.Л. Справочник по испытанию скважин / М.Л. Карнаухов, Н.Ф. Рязанов. М.: Недра, 1984.- 268 с.

46. Ковальчук Н.Р. Подготовка нефтяных и газовых месторождений к подсчету запасов и разработке / Н.Р. Ковальчук, Н.С. Предтечная. М.: Недра, 1977.- 118 с.

47. Конторович А.Э. Газ Востока России / А.Э. Конторович, И. Ел-кина, А. Коржубаев // Нефтегазовая вертикаль. 2004.- № 5.- С. 60-64.

48. Конюхов В.И. Выбор модели продуктивного пласта как основа для установления интервалов испытания скважины // Тр. ЗапСибНИГНИ. -Тюмень, 1980. Вып.159. - С. 102-108.

49. Краевский Б.Г. О рифогенной докембрийской формации центральной части Байкитской антиклизы / Б.Г. Краевский, A.M. Пустыльни-ков, М.К. Краевская // Геология и геофизика. 1996.- № 10.- С. 94-104.

50. Кузнецов В.Г. Природные резервуары нефти и газа. М.: Недра, 1992.- 239 с.

51. Курамшин Р. Влияние гидроразрыва пласта на продуктивность добывающих скважин в низкопроницаемых терригенных коллекторах / Р. Курамшин, Г. Степанова, Т. Ненартович // Бурение и нефть. 2005.- № 1.-С.14-17.

52. Лозин Е. Повышение нефтеотдачи пластов с использованием композиций на основе биополимера продукт БП-92 / Е. Лозин, Г.Якименко, С. Власов // Бурение и нефть. 2004.- № 12.- С. 8-14.

53. Лысенко В. Проектирование разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин // Бурение и нефть. 2005.-№ 1.-С.21-23.

54. Макогон Ю.Ф. Гидраты природных газов. М.: Недра, 1974.- 208 с.

55. Макогон Ю.Ф. Возможности образования гидратных залежей природных газов в придонной зоне морей и океанов / Ю.Ф. Макагон, А.А. Трофимук, В.П. Царев // Геология и геофизика. 1973.- № 4.- С. 3-6.

56. Макаров А.Н. Упругодеформированные и фильтрационно-емкостные характеристики продуктивных пород рифея Юрубчено-Тохомского месторождения // Геология нефти и газа. 2004. - № 5.-С. 30-38.

57. Малышев А.Г. Выбор оптимальных способов борьбы с парафино-гидратообразованием / А.Г. Малышев, Н.А. Черемисин, Г.В. Шевченко // Нефтяное хозяйство. 1997.- № 9.- С. 62-69.

58. Медведский Р.И. Об определении величины и степени загрязненности призабойной зоны скважины / Р.И. Медведский, В.Н. Нестеров: Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1974.- Вып. 76.- С. 150-156.

59. Методическое руководство по комплексному изучению разреза скважин в процессе бурения. Грозный: СевКавНИПИНефть, 1976.- 286 с.

60. Мехтиев Э.Х. Бурение скважины с очисткой забоя аэрированными жидкостями. М.: Недра. 1980.- 77 с.

61. Мехтиев П.Г. Перспективы газогидратных скоплений на акватории Южного Каспия / П.Г. Мехтиев, А.К. Омаров // Газовая промышленность. -2002.-№ 1.- С. 53-54.

62. Мойса Ю.Н. Биополимерный буровой раствор для бурения боковых стволов и горизонтальных скважин / Ю.Н. Мойса, Е.Ю. Камбулов, А.В. Пенкин // Восстановление производительности нефтяных и газовых скважин: Сб. тр. Краснодар, 2004.- С.77-89.

63. Мойса Ю.Н. Российский биополимерный реагент АСГ-1 для бурения скважин / Ю.Н. Мойса, Е.Ю. Камбулов, Е.Н. Молканова // Нефтяное хозяйство.- 2001.- № 7.- С. 28-30.

64. Мухаметзянов Р.Н. Строение рифейских природных резервуаров Куюмбинского и Терско-Камовского участков Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления / Р.Н. Мухаметзянов, Е.П. Соколов, С.И. Шленкин // Геология нефти и газа. 2003. - № 4.- С. 39-46.

65. Нефедова М.В. Применение хлоркалиевого раствора при бурении скважин / М.В. Нефедова, А.М. Миленький // Газовая промышленность. 2004.- № 12.- С. 62-63.

66. Овчинников В.П. Проблемы при строительстве газовых скважин на месторождениях севера Тюменской области и их решения / В.П. Овчинников, П.В. Овчинников, В.М. Шенбергер // Бурение. 2000. - № 1. - С. 16-18.

67. Овчинников В.П. К вопросу применения полимерсолевых композиций / В.П. Овчинников, Ю.С. Кузнецов, А.А. Фролов // Освоение шельфа Арктических морей России: Сб. докл. Междунар. конф. Санкт-Петербург, 1999.-С. 45-53.

68. Оркин К.Г. Расчеты в технологии и технике добычи нефти / К.Г. Оркин, JI.M. Юрчук. М.: Недра, 1967.- 226 с.

69. Пазин А.Н. Комплексная технология обработки призабойных зон скважин / А.Н. Пазин, А.Е. Ткачев, Ю.А. Мотошин // Восстановление производительности нефтяных и газовых скважин: Сб. тр. Краснодар, 2004.-С.125-129.

70. ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности: Утв. постановлением Госгортехнадзора России от 05.06.2003 . № 56, М., 2003.- 306 с.

71. Пат.20153 РФ, Е 21.В 43/26. Способ обработки призабойной зоны пластов в скважинах / В.А. Прасолов (Россия). - №5012379/03; Заявлено 18.07.1991; 0публ.30.06.1994, Бюл. № 12.

72. Пеньков А.И. Методы регламентирования свойств буровых растворов для горизонтальных скважин /А.И. Пеньков, Е.Ф. Филипов, Б.А.

73. Никитин // Вопросы промывки скважин с горизонтальными участками ствола: Сб. тр. Краснодар, 2004.- С. 9-15

74. Пустыльников A.M. Постседиментационные преобразования ри-фейских отложений юго-запада Сибирской платформы // Геология и проблемы поиска новых крупных месторождений нефти и газа в Сибири: Сб. тр. Новосибирск, 1996.- Ч.1.-С.85-86.

75. Русалов A.M. Борьба с гидратообразованием // Газовая промышленность. 2002.- № 2.- С. 50-53.

76. Рябоконь С.А. Комплекс технологий, обеспечивающий высокое качество заканчивания скважин / С.А. Рябоконь, А.И. Пеньков, А.К. Кук-сов // Нефтяное хозяйство. 2000. - № 2. - С. 16-22.

77. Рябоконь С.А. Комплексные программы заканчивания скважин // Техника и технология заканчивания и ремонта скважин в условиях АНПД: Тр. ОАО НПО «Бурение». Краснодар, 2002.- Вып. 8.- С. 3-14.

78. Сергиенко В.Н. Методы интенсификации добычи нефти в осложненных геолого-физических условиях / В.Н. Сергиенко, А.Г. Азаров, А.Р. Эп-штейн, Р.С. Камалетдинов // Нефтяное хозяйство. 2001.- № 6.- С.62-63.

79. Синюк Б. Бурение горизонтальной скважины на Яблуновском месторождении / Б.Синюк, Я. Яремийчук, О. Блаженко // Бурение и нефть. 2005.- № 1.- С.28-31.

80. Стасюк М.Е. Влияние условий сепарации на величину газового фактора при исследовании газонефтяных скважин // Тр. ЗапСиб-НИГНИ. Тюмень, 1975.- Вып. 98. - С. 62-67.

81. Стасюк М.Е. Определение фильтрационных параметров и размеров призабойной зоны пласта по данным термозондирования // Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1974. - Вып.139. - С. 107-111.

82. Стасюк М.Е. Влияние геологических условий залегания нефти и газа на характер изменения величины газового фактора при исследовании газонефтяных скважин / М.Е. Стасюк, Г.Л. Жутовский // Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1975.- Вып.98.- С. 54-61.

83. Степаненко Г.Ф. Модель рифейского коллектора Юрубчено-Тохомского месторождения // Геологическое строение, нефтегазонос-ность и перспективы освоения нефтяных и газовых месторождений Нижнего Приангарья: Сб. тр. Красноярск, 1996.- С. 141-145.

84. СТП 9-17-003-89. Методическое руководство по испытанию различных типов объектов в условиях гидратообразования / P.M. Николаев, С.А. Громовых, В.И. Клыпин // Красноярск: ПГО Енисейнеф-тегазгеология, 1989.- 94 с.

85. Сухоносов Г.Д. Испытание необсаженных скважин. М.: Недра, 1978.- 279 с.

86. Тахаутдинов Р. Инновации в нефтедобыче / Р. . Тахаутди-нов, Л. Сидоров, Р. . Шаймарданов // Бурение и нефть. 2004. - № 12.- С.16-17.

87. Тер-Саркисов P.M. Предупреждение образования парафино-гидратов при эксплуатации скважин / P.M. Тер-Саркисов, B.C. Смирнов, Л.И. Бережная // Газовая промышленность. — 2001. № 11.- С. 52-54.

88. Техническая инструкция по прострелочно-взрывным работам в скважинах. М.: Недра, 1978.- 63 с.

89. Трофимук А.А. Концепция создания крупных баз газонефтедобычи в Восточной Сибири. Новосибирск: СНИИГИМС, 1994.- 192 с.

90. Умрихин И.Д. Определение газонефтяного контакта по результатамисследований скважин / И.Д. Умрихин, В.К. Федорцов // Тр. ЗапСибНИГНИ. -Тюмень, 1974.- Вып. 76.- С. 141-147.

91. Федорцов В.К. Технология опробования и методика обработки результатов испытания газонасыщенных объектов пластоиспытателем в процессе бурения / В.К. Федорцов, А.П. Клевцур // Тр. ЗапСибНИГНИ. -Тюмень, 1974.- Вып. 79.- С. 141-147.

92. Федорцов В.К. Возможность определения параметров призабойной зоны по кривым падения давления при освоении скважин / В.К. Федорцов, В.Н. Нестеров, А.К.Ягафаров // Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1975.- Вып. 103.- С.132-138.

93. Федорцов В.К. Методы предупреждения гидратообразования при освоении и исследовании газовых скважин / В.К. Федорцов, В.Е. Пешков, А.П. Шугаев // Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1974.- Вып. 76. -С. 132-144.

94. Федорцов В.К. Методическое руководство по исследованию газонефтяных скважин / В.К. Федорцов, М.Е. Стасюк. Тюмень, 1979.- 154 с.

95. Федорцов В.К. Исследование пластовых газоконденсатных систем при разведке месторождений Западной Сибири / В.К. Федорцов, А.Г. Юдин // Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1980.- Вып. 159.- С.25-32.

96. Федосеев Р.И. Зависимость механической скорости бурения от размера частиц дисперсной фазы малоглинистых и безглинистых полимер-но-гидрогелевых буровых растворов / Р.И. Федосеев, А.И. Пеньков, С.А. Рябоконь // Нефтяное хозяйство. 2002.- № 2.- С. 39-41.

97. Фукс А.Б. Влияние многолетнемерзлотных пород на состав и свойства пластовых углеводородных систем юга Сибирской платформы //

98. Геология и полезные ископаемые юга Восточной Сибири: Тез. докл. конф. Иркутск, 1989.- С. 165-166.

99. Фукс А. Б. Прогноз продуктивности скважин по данным ГИС, керна и гидродинамических исследований / А.Б. Фукс, В.В. Ломтадзе, Н.А. Макарчик // Геофизика. 1997.- № 1.- С. 33-40.

100. Фукс А.Б. Пластовые углеводородные системы и продуктивность месторождений южной части Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции: Автореф. дис. . д-ра геол.-минерал. наук: 04.00.17. М., 2000.- 32 с.

101. Фукс Б.А. Промысловая характеристика продуктивных пластов Юга Сибирской платформы / Б.А.Фукс, В.А. Ващенко, А.Г. Москалец. -М.: Недра, 1982.- 184 с.

102. Фукс Б.А. Вскрытие продуктивных пластов и испытание скважин в условиях засоленного разреза / Б.А. Фукс, В.В. Казанский, Г.Н. Москалец. М.: Недра, 1978.- 127 с.

103. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР. М.: Недра, 1973.- 304 с.

104. Черемисинов О.А. Состав природного газа по данным газо-метрии скважин / О.А. Черемисинов, Н.Р. Шорохов. М.: Недра, 1975.148 с.

105. Черныш В.Ф. Новая техника и технология для цементирования в условиях низких пластовых давлений // Предупреждение и ликвидация осложнений при бурении глубоких скважин: Тез. докл. краевой на-уч-практ. конф,- Красноярск, 1981.- С. 33 34.

106. Черныш В.Ф. Совершенствование технологии строительства скважин на ЮТЗ // Новые технологии и методы изучения и освоения природных ресурсов Эвенкии: Тез. докл. четвертой науч.-практ. конф. Тура,2003.- 89-93.

107. Шешуков А.И. Влияние ствола скважины на достоверность гидродинамических исследований / А.И. Шешуков, В.Н. Федоров, В.М. Мешков // Нефтяное хозяйство. 2001.- № 5.- С.64-67.

108. Юрчук A.M. Расчеты в добыче нефти. М.: Недра, 1974.-319 с.

109. Яковлев Б.А. Решение задач нефтяной геологии методами термометрии. М.: Недра, 1979.-143 с.

110. Alford S., Research into lubricity, formation damage promises to expand applications for silicate drilling fluids/ S. Alford, A. Dzialowski, P. Jiang, Ullmann H. SPE/IADC 67737. Amsterdam, 2001.

111. Akgun F. A finite element model for analyzing horizontal well BHA behavior/ F. Akgun // Journal of Petroleum Science and Engineering,2004, V. 42, Issue 2-4, April.- P. 121-132.

112. Anderson B.A., Complex inhibitor Drilling mud for drilling deep wells in complicated conditions/ B.A. Anderson, A. F. Maas, A. I. Penkov, V. N. et all. // Petroleum Engineer International, 1999.- August. P. 51-57.

113. Austad Т., Compositional and PVT properties of reservoir fluids contaminated by drilling fluid filtrate / T. Austad, T. R. Isom // Journal of Petroleum Science and Engineering, 2001.-V. 30.- Issues 3-4.- September.- P. 213-244.

114. Berthezene N., Methane solubility in synthetic oil-based drilling muds / N. Berthezene, J.-C. de Hemptinne , A. Audibert, J.-F. Argiller // Journal of Petroleum Science and Engineering, 1999. V. 23.- Issue 2.- August.-P. 71-81.

115. Bryant L. Relative Value Relevance of the Successful Efforts and Full Cost Accounting Methods in the Oil and Gas Industry / L. Bryant // Review of Accounting Studies, 2003.- V 8, No. 1.- P. 5-28.

116. Caenn R., Drilling fluids: State of the art / R. Caenn, G. V. Chillingar // Journal of Petroleum Science and Engineering, 1996, V. 14, Issues 3-4, May.- P. 221-230.

117. Chen X., A study on wellbore stability in fractured rock masses with impact of mud infiltration / X. Chen, C.P. Tan, C. Detournay // Journal of Petroleum Science and Engineering, 2003, V. 38.- Issues 3-4.- June. P. 145-154.

118. Chuang Ji, Natural gas production from hydrate decomposition by depres-surization / Ji Chuang, G. Ahmadi, D. H. Smith //Marine Petroleum Geology, 2001.-V.I8.-N0 5.- P. 551-560.

119. Chuang Ji, Constant rate natural gas production from a well in a hydrate reservoir / Ji, Goodarz Ahmadi, D. H. Smith // Fuel and Enwrgy Abstracts, 2002. -V.43.-I.3.- P. 173.

120. Donaldson E.S., Characterization of drilling mud fluid invasion / E.S. Donaldson, V. Chernoglazov // Journal of Petroleum Science and Engineering, 1987.- V. 1.- Issues 1.- August.- P. 3-13.

121. Dyman T. S., Deep Natural Gas Resources / T. S. Dyman, R. E. Wyman, V. A. Kuuskraa et all.//Natural Resources Research, 2003.- V 12.- No4.- P. 273-290.

122. Gardner J.M., Acoustic imagery evidence for methane hydrates in the Ulleung Basin/ J.M. Gardner , A.N. Shor W.Y. Jung // Marine Geophysical Researches, 1998.-V 20, No 6.-P. 495-503.

123. Goel N., Analytical modeling of gas recovery from in situ hydrates dissociation / N. Goel, M. Wiggins, S. Shah // Marine Petroleum Geology, 2001.- V.18.-N0 5.- P. 514-523.

124. Gonik A. A. Preventing Iron Sulfide from Precipitation in Immersion Electric Pumps as a Result of Hydrogen-Sulfide Corrosion of Oil

125. Well Equipment/ A.A. Gonik// Natural Resources Research, 2003.- V. 12.-No 1.- P. 41-56.

126. Grauls D. Gas hydrates: importance and applications in petroleum exploration/ D.Grauls //J. Organic Geochemystry, 2003.-V. 34.No I.7.- P. 1009-1025.

127. Hashemi R., Proper Filtration Minimized Formation Damage / R.Hashemi , J. Ershaghi, N. Ammerer //J.Oil and gas J., 1984.- 13/VIII.-V. 82.- P. 122-126.

128. Kleven R., Use of tracers for mud filtrate and completion fluid invasion studies / R. Kleven, J. B. Dahl, T. Bjornstad, et all.// Journal of Petroleum Science and Engineering, 1996.- V. 16.- Issues 1-3.- September.- P. 15-32.

129. Kuru E, Hydraulic Design Concepts for Underbalanced Drilling Operations-A Current State of the Art / E. Kuru, E. Misks // Oil gas European Mag., 2002.- No 6. P. 27-33.

130. Kuru E., A Compaund Effect of Cutting and Bit Dull on Cutters' Temperature for Polycrystaline Diamond Compact Bits / E. Kuru, A.K. Wojtanowicz// Transactions of the ASME Journal of Energy Resources Technology, 1993.- V.115,No6.- P. 124-132.

131. Kuru E., An Experimental Study of Friction Induced by PDC Cutters Drilling Rock Cutting / E. Kuru, A.K. Wojtanowicz// Int. J. Mechanics and Mining Sciences, 1995.- V. 32.- No 3.- P. 277-283.

132. Lubinski A. A maximum Permissible Dog-Legs in Rotary Boreholes / A.A. Lubinski // J. Petroleum Technology, 1961.- No2.- P. 175-194.

133. Majorowicz J. A., Natural Gas Hydrate Stability in the East Coast Offshore-Canada /J. A. Majorowicz, K. G. Osadetz // Natural Resources Research, 2003.- V 12.- No2.- P. 93-104.

134. Majorowicz J. A., Study of the Natural Gas Hydrate "Trap Zone" and the Methane Hydrate Potential in the Sverdrup Basin, Canada /

135. J. A. Majorowicz P. K. Hannigan K. G. Osadetz// Natural Resources Research, 2002.- VI1.- No2.- P. 79-96.

136. Majorowicz J.A., Natural Gas Hydrates in the Offshore Beaufort-Mackenzie Basin—Study of a Feasible Energy Source II / J. A. Majorowicz , P. K. Hannigan // Natural Resources Research, 2000.- V 9.- No 3.- P. 201-214.

137. Majorowicz J.A., Study of the Natural Gas Hydrate "Trap Zone" and the Methane Hydrate Potential in the Sverdrup Basin, Canada / J. A. Majorowicz, P. K. Hannigan, K. G. Osadetz // Marine Geophysical Researches, 2002.- V 23.- No 2.- P. 109-123.

138. Majorowicz J.A., Natural Gas Hydrates in the Offshore Beaufort-Mackenzie Basin—Study of a Feasible Energy Source II / J. A. Majorowicz, P. K. Hannigan // Article ID: 2 Protection of Metals, 2002.- V. 38.-No2.- P. 184-190.

139. Martinez A., Experimental Investigation of Pipe Stresses in Horizontal and Curved Wellbores/ A. Martinez, E. Kuru, S. Miska et all.// Paper presented at the 23 th Energy Resources Technology Conference. Houston, TX, USA, 2001.

140. Milkov A., Two-dimensional modeling of gas hydrate decomposition in the northwestern Gulf of Mexico: significance to global change assessment / A. Milkov, R. Sassen // Sedimentary Geology, 2002.-V.147.- No 3-4.- P.247-252.

141. Moses P.J., Determining Crystallyzation Temperatures of Clear Brine Fluids/ P.J. Moses, J. teringo // Oil and Gas J., 1984.- V. 82.- No 4.- P. 62-65.

142. Ozbayoglu M. E., A Comparative Study of Hydraulic Modeles for Foam Drilling / E.Ozbayoglu, E. Kuru, N. Takach // Journal of Canadian Petroleum Technology, 2002.- V. 41, No 6.- P. 52-61.

143. Ozbayoglu M. E., Using foam in horizontal well drilling. A cuttings transport modeling approach //M.E. Ozbayoglu, S.Z. Miska, T. Reed et all. // Journal of Petroleum Science and Engineering, 2005,- V 2.1ssues 5.

144. Parn-anurak S, Modeling of fluid filtration and near-wellbore along a horizontal well / S. Parn-anurak, T. W. Engler // Journal of Petrolium Science and Engineering, 2005.- V. 46.- Issue 3.- P. 149-160.

145. Pastor A.J., How to Treat Metall Contamination From Heavy clear Brines / A.J. Pastor, J. Snower // Oil and Gas Journal, 1983. Julyl8.- P. 140-146.

146. RP7G, Recommended Practice for Drill Stem Design and Operating Limits regulation //14th edition, API, Washington, DC, 1990.- No 47.- P. 52-55.

147. Shokir E.M. A Novel PC Program for Drill String Failure Detection and Prevention before and while Drilling in New Areas/ E.M. Shokir // Oil & Gas Business, 2004, http://www.ogbus.com/eng/.

148. Schulkes R.M.S.M., Boundary-layer behaviour in a hydraulic theory of horizontal oil wells/ R.M.S.M. Schulkes, A.C. King // Journal of Mining Science, 2001.- V.6.- No 37.-P. 609-614.

149. Tanaino A. S., State and Prospects of the Percussive-Rotary Blasthole Drilling in Quarries/ A. S.Tanaino, A. A. Lipin // Journal of Mining Science, 2004.-V. 40.- No2.- P. 188-198.

150. The Dow Chemical Company. Increasing Production Rates. Yield and Well Life with Clear Brine.- USA, 1983.- 28 p.

151. Tittle R.N. The Need for Nondamaging Drilling and Completion Fluids/ R.N. Tittle // Paper SPE 4791, 1974.- Feb. 7-8.

152. Wojtanowicz A.K., Minimum-Cost Well Drilling Strategy Using Dinamic Programming /А.К. Wojtanowicz, E. Kuru //Transactions of the ASME Journal of Energy Resources Technology, 1993.- V.115, Nol2.- P. 239-246.