Методические подходы и решения по совершенствованию методов борьбы с поглощениями при строительстве нефтяных и газовых скважин

Колосов, Денис Сергеевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Методические подходы и решения по совершенствованию методов борьбы с поглощениями при строительстве нефтяных и газовых скважин
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Методические подходы и решения по совершенствованию методов борьбы с поглощениями при строительстве нефтяных и газовых скважин"

На правах рукописи

КОЛОСОВ ДЕНИС СЕРГЕЕВИЧ

МЕТОДИЧЕСКИЕ ПОДХОДЫ И РЕШЕНИЯ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ МЕТОДОВ БОРЬБЫ С ПОГЛОЩЕНИЯМИ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2006

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

Научный руководитель доктор технических наук

Ишбасв Гиният Гарифуллович

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Снасибов Виктор Максимович

- кандидат технических наук Аржанов Андрей Феликсович

Ведущая организация - Общество с ограниченной

ответственностью «Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природных газов и газовых технологий» (ООО «ТюмепНИИГипрогаз»)

Защита состоится 14 апреля 2006 г в 9.00 часов па заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечном информационном цешре ТюмГНГУ по адресу 625039, г. Тюмень, ул. Мелышкайтс, 72, каб. 32.

Автореферат разослан 14 марта 20061

Учёный секретарь

диссертационного совета, доктор технических паук, профессор

У^Ёь****"/ В П Овчинников

zooG^ 7

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Наиболее распространённым осложнением при бурении нефтяных и газовых скважин является на сегодняшний день поглощение технологических жидкостей, потери которых при разбуривании отдельных месторождений достигают тысячей кубометров в год, являясь причиной материальных затрат, связанных с просгоем оборудования и рабочей силы, ухудшением коллекторских свойств продуктивных пластов и некачественным цементированием обсадных колонн.

В результате промыслового опыта установлено, что очень часто существующие способы борьбы с поглощениями оказываются недостаточно эффективными. Это связано в первую очередь с тем, что борьба с этим видом осложнения в отдельно взятом случае требует учёта большого количества факторов - технических данных скважины, геолого-физичсских характеристик горных пород и данных о гидродинамическом состоянии и поведении системы «скважипа-проиицаемый пласт».

Сложность 1ехнологичсских процессов изоляции проницаемых пластов, высокая изменчивость геолого-тсхпичсских условий бурения, низкая технологическая эффективность способов ликвидации поглощений буровых и тампонажных растворов, недостаточный уровень квалификации исполнителей работ, отсутствие обеспечения поддержания нсобсаженного ствола скважины в технически падёжном состоянии приводят к тому, что мероприятия по ликвидации поглощения, показавшие высокие результаты на одной скважине, могут оказаться совершенно неэффективными для другой.

Кроме того, одно и то же поглощение промывочной жидкости может быть ликвидировано различными способами и с различными показателями успешности работ. В связи с тем, что выбор адекватного способа борьбы с этим видом осложнения в процессе бурения должен производиться качественно и в короткие сроки, наиболее является

разработка и внедрение мс! одического комплекса, который должен содержать эффективные методы предупреждения и ликвидации поглощений и разработанное на их основе программное обеспечение Такой подход позволит повысить успешность работ по борьбе с поглощениями независимо от квалификации исполнителей работ.

Цель работы

Повышение качества и эффективности изоляционных работ при строительстве нефтяных и газовых скважин в сложных и изменяющихся геолого-промысловых условиях разработкой и реализацией модернизированного комплекса по борьбе с поглощениями.

Основные задачи исследований

1. Аналитическая оценка состояния работ по развитию и совершенствованию [схпологий борьбы с поглощениями.

2. Обоснование научно-методических подходов и принципов по совершенствованию технологических процессов изоляции проницаемых пород

3. Совершенствование методов расчета параметров технологического контроля и управления механизмами изоляции проницаемых пород при борьбе с поглощениями.

4. Разработка программного обеспечения по борьбе с поглощениями и его апробация.

Научная новизна выполненной рабозы

1. Результаты научных обобщений и аналитической оценки состояния работ по развитию методических, оптимизационных и технологических разработок при борьбе с поглощениями Установлено, что большинство современных научно-технических направлений и методических подходов не имеют под собой системной базы, а их развитие происходит в условиях неупорядоченности и низком уровне организации и управления этими созидательными процессами (состоянии энтропии).

2. Развиты современные научно-технологические основы

совершенствования методов расчёта параметров контроля и регулирования механизма изоляции проницаемых пород при борьбе с осложнениями при бурении скважин.

3. Впервые реализованы системные принципы при разработке программного продукта по контролю и регулированию нестационарных процессов гидроизоляции проницаемых пород (механизма взаимодействия проницаемой среды и изолирующих систем в приствольной и призабойной зонах пластов-коллекторов)

Практическая ценность и реализация

1. Разработан модернизированный комплекс по оптимизации методов предупреждения и борьбы с поглощениями в условиях конкретных скважин.

2. На основе аналитических исследований и методических разработок создано программное обеспечение «Борьба с осложнениями при строительстве нефтяных и газовых скважин», обеспечивающее выбор наиболее оптимального способа борьбы с поглощениями и расчёт технологических параметров его реализации независимо от квалификации исполнителей работ.

3. Разработана комплексная методика по борьбе с осложнениями при строительстве скважин, обеспечивающая расчёт оптимальных параметров снижения проницаемости пород с эффективной реализацией соответствующих механизмов (водоотделения, структурообразоваиия и эффекта расклинивающего давления).

4. На основе опубликованных материалов промысловых работ и результатов апробации па конкретных скважинах подтверждена эффективность разработанного методического комплекса.

Апробация результатов исследований

Основные положения работы докладывались и получили одобрение на Шестой всероссийской конференции молодых учёных, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России (Москва, 2005) и Международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной

Сибири» (Тюмень, 2005)

Разработанный методический комплекс прошёл успешную промысловую апробацию па двух поиющающих скважинах Зюзеевского нефтяного месторождения.

Публикации

По материалам исследований опубликовано 4 научные работы

Объём и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырёх разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источииков (147 наименований) и пяти приложений Изложена на 146 страницах машинописного текста, содержит 13 таблиц и 17 рисунков.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы, сформирована цель, обозначены задачи и изложены основные пути решения рассматриваемой проблемы.

В первом разделе рассматривается причина поглощения промывочных жидкостей при бурении нефтяных и газовых скважин, факторы, к ней приводящие, и проводится анализ существующих способов расчёта технологических параметров проведения изоляционной операции методом закачивания в проницаемый пласт твердеющих тампонажных растворов и смесей.

Непосредственно причиной поглощений промывочной жидкости и тампонажных растворов при бурении является формирование гидравлической связи скважины и вскрытых проницаемых интервалов Всё остальное является факторами негативного воздействия па технологические процессы бурения и эксплуатации скважин (технологические факторы) или связанные с ними последствиями (геологические факторы), под действием которых и возникает осложнение К основным технологическим факторам, оказывающим влияние па поглощение технологических жидкостей, относятся: повышенная плотность,

вязкость и статическое напряжение сдвига промывочной жидкости, уменьшение кольцевого зазора между стенкой скважины и буровым инструментом, скорость спуска бурового инструмента, высокие давления при проведении различных работ в скважине (нагнетание цементных и тампонажных смесей), гидравлический разрыв пород при проведении технологических операций. Геологическими факторами большинства встречаемых поглощений являются раскрытые фсщипы, трещины гидроразрыва и каналы с изменяемой геометрией фильтрации

В настоящее время можно выделить три основных механизма снижения проницаемое т поглощающих пластов расклинивающего давления (кольматация проницаемых пород i идромоииюрпыми струями полидисперспых растворов), структурообразовапия (закупоривание каналов фильграции проницаемых пород петвердеющими тампопажпыми растворами и смесями) и водоогделения (тампонирование поглощающих пород твердеющими растворами) В свяш с тем, чю обоснованный выбор механизма применительно к конкретным параметрам поглощающей скважины оказывает непосредственное влияние па эффективность и успешность проведения изоляционных работ, в работе подробно рассмотрен каждый из перечисленных механизмов. При этом сделан вывод, что и ¡ всех рассмотренных методов снижения проницаемой и hoi лощающих пластов управляемыми являкнся только два - гидромониторная кольматация (ГМК) и закачивание в проницаемый пласт твердеющих растворов и смсссй, которые позволяют управлять самим механизмом снижения проницаемости через изменение технологических параметров проведения изоляционной операции

Далее в разделе проводится сравнительный анализ существующих методов расчёта объёма тампонажпого pací вора, необходимого для изоляции зон поглощения. Рассматриваются методики таких авторов как Ивачсв Л.М., Крылов В.И., Максимович В.А., Мессенджер Д.Ю., Мищевич В.И., Семёнов Н.Я., Тяп П.М., Шахмаев З.М. и Ясов В.Г. Сравнительный анализ методик

(таблица 1) позволяет сделать вывод, что они не рассматривают объём тампонажного раствора, необходимого для полной изоляции поглощения, как функцию ряда групп параметров * технических данных скважины, геолого-физических характеристик поглощающего пласта, свойств применяемого тампонажного раствора и технологических параметров регулирования изоляционной операции.

Таблица 1 - Сводная таблица методов расчета объёма тампонажного

раствора, необходимого для изоляции поглощения

Технические данные Технологические

скважины и геолого параметры проведения

физические характеристики изоляционно«

поглощающего пласта операции

Автор метода расчёта Номинальный диаметр Коэффициент проницаемости Раскрытость трещин Толщина поглощающего пласта Коэффициент трещиноват ости Пластическая прочность тампонажной смеси Перепад давления нагнетания Расход нагнетания 1 Время нагнетания

Ивачёв Л.М. - - - + + + + - -

Крылов В.И. - - - + - - - + +

Максимович Н.А. + - - + - - - - -

Мессенджер Д.Ю. - - + - - - + - -

Мищевич В.И. + - - + - - - - -

Семёнов Н.Я. 1- -- - + - - - - -

Тян П.М. + - - + - - - - -

Шахмаев З.М. 1 - 1 - - - - -

Ясов В.Г. + - - + - - - - -

Другим общим недостатком рассмотренных методов является то, что они направлены на расчёт только объёма необходимой для изоляции поглощения тампонажной смеси, а не ряда параметров управления технологическим процессом изоляции. Учшывая недостатки вышеперечисленных методов

расчёта, были сформулированы требования к создаваемой методике, которая должна включать в себя следующие этапы:

1. Определение фильтрационных характеристик проницаемого интервала.

2. Выбор механизма снижения проницаемости поглощающих пластов.

3. Расчёт оптимальных технологических параметров, обеспечивающих реализацию выбранного механизма снижения проницаемости.

4. Проведение изоляционной операции.

Во втором разделе обосновываются научно-методические принципы и технологические подходы разработки методики расчёта технологических параметров производства изоляционной операции

Различие типов проницаемых коллекторов, изменение их фильтрационных характеристик в широком диапазоне, сложность гидравлического состояния скважины обусловливают индивидуальный подход к обоснованию и выбору метода изоляции каждого поглощения. Решение задачи выбора наиболее эффективного для конкретного объекта метода изоляции, который бы при минимуме загра/ средств и времени обеспечивал максимальную эффективность и успешность проводимых работ, возможно только при учёте взаимодействия основных частей системы (фильтрационные характеристики проницаемой срсды, механизм гидромеханических процессов их изоляции и технологические параметры управления механизмом изоляционной операции), каковой является технологический процесс снижения проницаемости поглощающих пород.

Как известно, решение проблемы с применением системного подхода характеризуется такими понятиями как информация, организация и управление. Исходя из этого, а также из ранее сформулированных требований к разрабатываемому методическому комплексу, становится возможным составить технологическую схему производства изоляционных работ на основе системного подхода, включающую в себя следующие этапы (рисунок 1):

-8-о ■а г

О)

з»

1.1 Коэффициент полной приемистости

1.2 Индикаторная зависимость

1 3 Пластовое давление и температура —

X X ш X 2

— — 01 £ £ 5

Э 0\ ®

О з

____235

а о т) » о ^

Ш Х< X »»Ж

ста» г х * х ф

"О

о ^

о я

о X 35 О

-I

п> о я в м

о X о 2 и я •о о к

и> го о й о -1 ш а>

о ы

йд

о з: е

(Г

X ■а в> о\

о н

тз

X X

Й с

аз

2.1 Механизм расклинивающего давления

2 2 Водоотдача и кристаллизация

2.3. Коатуляционное структурообразоеание

и»01

* X о 0) о X X

X о

£ Ш

г ш

0) X

3.1 Глинистые пасты и пасты-пробки

3 2. Цементы и гельцементы

3 3 Полимерцементы

го ¡=

° I

о £ ч ® ГО «

2 н м О £ ш

н 5 г О п § г з^ _ 2 ел

-4 з: х в

х Й I ч 5 о I т

о £ О 5

' 2:*5»

а •о

й) §

<0 X X

4 1 Перепад давления, расход нагнетания, линейная скорость бурения, частота вращения инструмента при ГМК

4.2. Расход, перепад давления на начало операции, время, допустимое давление нагнетания при тампонировании

0 ф э

§ а § ю и

3-5 о = *

1 3

г .

Ф о

С. р 3 Ч X о <$ я

\Лг

5 1 Колонна заливочных труб с открытым концом 5. Выбор I технико-технологичес- | кой схемы . производства I ИЗОЛЯЦИОННЫХ 1 работ '

5.2. Применение разобщающих устройств

5.3 Нагнетание через ствол скважины

1. Определение фильтрационных характеристик проницаемого интервала.

2. Обоснование механизма изоляции, включающего в себя выбор одного из трёх рассмотренных ранее механизмов снижения проницаемости.

3. Выбор типа тампоиажной смеси и расчёт сё структурно-механических свойств в случае, если выбран механизм водоотдачи и кристаллизации

4. Расчёт оптимальных технологических параметров, обеспечивающих реализацию выбранного механизма снижения проницаемости.

5. Выбор технико-технологической схемы производства изоляционных работ в случае, если применяется тампонирование пропинаемого интервала.

Как известно, под термином «система» в общем случае понимается совокупность материальных тел с известными свойствами и связями как между собой, так и с внешней средой, располагающейся за границей рассматриваемой системы. С этой точки зрения систему применительно к борьбе с поглощениями характеризует объект воздействия, внешняя среда и параметры воздействия на процесс изоляции.

При проведении технологической операции по предупреждению поглощений гидромониторной обработкой ствола скважины высокопапорными струями глинистых растворов и суспензий гсолого-техиическая система «скважина - проницаемый пласт» включает в себя объект воздействия -скважину и проницаемый пласт, внешнюю среду - затопленную струю и параметры воздействия - технологические параметры управления гидромониторной кольматацией (элементы 1.1 - 1.3, рисунок 2). При этом факторы 1.1.1.6, 1.1.1.7, 1.2.3 и 1.2.4 являются параметрами, целенаправленное управление которыми на практике невозможно, однако они также оказывают непосредственное влияние на эффективность работы затопленной струи.

Применительно к системе «скважина - проницаемый пласт» при ликвидации поглощений в качестве объекта воздействия рассматриваются скважина и проницаемый пласт, внешней среды - тампонажные смеси, при

1.1.1.1. Номинальный диаметр

о я

п о й о

х я л л> о я

о я

о ч л>

2 р

0 я

го р

я р

я 43

о 2 Е

Я=

Я ¡3 Р

Я 43

я я

43 о

1.1.1.2. Линейная скорость бурения

1 1.1.3. Частота вращения инструмента

| 1 1 1.4. Плотность промывочной жидкости

1.1.1.5. Гидростатич. давление столба жидкости

[

1.1.1.6. Стесненность струи

I 1.1.1.7. Продольн. и поперечн. сносящие потоки

1.1,2.1. Текущее пластовое давление

1.1.2.2. Глубина залегания кровли

1 1.2.3. Свойства проницаемой породы

1.2.1. Плотность глинистого раствора

1.2.2. Форма насадка

1.2.3 Продольн. и поперечная вибрации насадка

1.2.4. Огранич. размеров подводящего канала

1.2.5. Динамическое давление пятна струи

^ "I -3-1 ■ Количество установленных насадков |—

п>

п> я я я я о

л> Я Я

я<

1 3.2. Средний диаметр насадков

1.3.3. Скорость истечения струи жидкости [■—

1.3.4. Время контакта струи с поверхностью |—

1.3.5. Подача насосов

1.3.6. Перепад давления на устье

о* &

¡5 го

X) ¡г

тз О = X X м 3 а

й>

о:

я ^

0> о * §

X о

X 2

о> о

■М ¡1

? -С

£ ° 2 * £ а»

Е » х« о

0) (О

2 2 Й а»

® о © Ш Й м

11 9

г ч сг

1П

X I ® з Ф 3

а 2 я ж ш

-I X о

2 Ф а

3 5

г I

помощи которых происходит воздействие, а параметров воздействия -технологические параметры управления изоляционной операцией (элементы 1.1 — 1.3, рисунок 3)

Таким образом, технологический процесс борьбы с поглощениями в процессе бурения нефтяных и газовых скважин при системном подходе включает в себя две составляющие - статическую (геолого-техничсская система «скважина - проницаемый пласт» при предупреждении и ликвидации поглощений) и динамическую (регламентирование самих технологических операций и последовательности их выполнения).

Для оперативного получения достоверной информации о наличии и характеристиках поглощающих пластов требуется выбор и обоснование метода исследования проницаемых интервалов, который бы отвечал таким требованиям как оперативность, достоверность и не требовал дополнительных специальных средств, т.е. максимально совмещался с производственным процессом бурения. Для этого был проведён сравнительный анализ существующих способов исследований поглощающих пластов. Рассмотрены такие способы исследования как наблюдение за гидравлическим состоянием и поведением скважины в процессе бурения, расходометрия, телеметрия, каверно- и профилеметрия, термометрия, радиоактивный каротаж и гидродинамические исследования. В работе показано, что среди рассмотренных методов поставленным требованиям отвечает только метод гидродинамических исследований скважин, который включает в себя метод опрессовки и метод нагнетания жидкости на нескольких режимах, позволяющий получить гидродинамическую (интегральную) характеристику - индикаторную зависимость поглощающего пласта.

В данном разделе также рассмотрены существующие способы предупреждения поглощений (технологическая остановка процесса бурения, регулирование подачи буровых насосов, снижение скорости спуска инструмента, кольматация интервала поглощающих пород гидромониторными

1.1.1. Номинальный диаметр

1.1 2 Глубина забоя

1.1.3. Плотность промывочной жидкости

1 1.4. Внутренний диаметр бурильных труб

1 1.5. Допустимое давление насоса ЦА 1.1.6. Длина необсаженного участка

1.1.11.1. Тип жидкости

1.1.11.2. Расход нагн.

1.1.11.3. Давлен, нагн.

1.1.11 4. Время нагн.

1 1.11.5. Стат. уровень

1.1 116 Дин. уровень

1.1.11.7. Объем пасты

1.1.11.8. Пр.напр. сдв.

1.1.7. Глуб. кровли

1.1.8. ("луб. подошвы!

1 1 9. Коэф. трещ

И"

1.1.10. Пласт, давл.

1.1.11. Данные ГДИ

га

■•моя СП

I»

■о

<т> г -

(Г

□

1 2.1 Объём нетвердеющего тампонаж, раствора]—

1.2.2. Объём вяжущего

1.2.3. Объём продавочной жидкости

о-3§

5 О

ш о

I 8

I й

г а

1 3

ш о

л 2 . Й1

13 1. Расход нагнетания вяжущего

1.3.2. Давление нагнетания вяжущего

1 3.3 Время нагнетания вяжущего

струями, регулирование плотности, реологических и закупоривающих свойств промывочной жидкости). Показано, что из всех методов наиболее эффективным является управляемая обработка проницаемых пород высоконапорпыми гидромониторными струями глинистого раствора, совмещенная с процессом бурения скважин, обладающая двумя важными преимуществами перед другими технологиями:

Во-первых, она позволяет устранить саму причину поглощений -гидродинамическую связь ствола скважины с проницаемым интервалом.

Во-вторых, при рассмотрении процесса строительства скважины с системной точки зрения гидромониторная кольматация позволяет создать условия, близкие к оптимальным для проведения следующего этапа борьбы с поглощениями изоляции поглощающих пластов высокой проницаемости, т.е. непосредственно ликвидации поглощений.

Далее в разделе рассматриваются механизмы снижения проницаемости флюидопасыщепных пород при применении методов малых и глубоких проникновений гампонажных систем, а также факторы, интенсифицирующие гидромеханические процессы кольматации и тампонирования проницаемых сред. Показано, что основными технологическими параметрами, определяющими гидравлический режим взаимодействия тампонажных систем с проницаемыми породами, являются перепад давления нагнетания на начало операции (АР,,), подача насосов (расход 0„) и время нагнетания (Тн). При этом основное влияние оказывает перепад давления нагнетания. Как показывают исследования, воздействие давления приводит во времени к повышению концентрации твердой фазы суспензии, се реологических характеристик и сокращению сроков формирования цементного камня, что позволяет эффективно изменять свойства тампопажпой системы во времени в технологически требуемом направлении. Исходя из этого, становится возможным уточнить требование к разрабатываемой методике, подобрать такое технологически обоснованное сочетание вышеперечисленных параметров,

которое будет соответствовать интегральной характеристике поглощающего пласта и обеспечивать наиболее эффективное воздействие гидравлических факторов на процессы кольматацни и закупорки проницаемых пород.

В третьем разделе описывается методика, которая находится в основе разрабатываемого программного обеспечения по борьбе с поглощениями при строительстве нефтяных и газовых скважин.

Разрабатываемая методика и основанный па ней программный комплекс предназначен для оптимизации технологических процессов предупреждения поглощений и их гидроизоляции методами малых (гидромониторная кольматация) и регулируемых (режимные нагнетания иетвердегащих и твердеющих тампопажпых смесей) проникновений тампопажиых растворов и смесей. В соответствии с системными принципами, объём необходимой информации для эффективной борьбы с поглощениями промывочной жидкости и принятия обоснованных решений должен включать максимально полные данные объекта воздействия (скважина и проницаемый пласт). Па основе этого создана база данных исходных параметров разрабатываемого программного обеспечения, включающая исходную промысловую информацию по скважине, гсолого-физические характеристики и гидравлическое состояние скважины и данные гидродинамических исследований.

Повышение )ффекгивпости работ по борьбе с поглощениями возможно за счёт создания методов расчёта, которые бы учитывали такой важный фактор как фильтрационные свойства проницаемого пласта и механизм нагнетания тампоиажного раствора. Режим течения вязкопластичных жидкостей при тампонировании трещинных коллекторов определяют следующие факторы: геологическое строение проницаемых сред, реологические и структурно-механические свойства тампонажных растворов и технологические параметры режима фильтрации в зону поглощения. В предлагаемой методике все встречаемые поглощения относятся к одному из 3-х случаев. Это определяется тем, что в настоящее время известно три основных схемы нагнетания

тампонажных растворов из скважины в интервал проницаемых пород: схема бокового, переходного и донного течения, каждая из которых определяет выбор способа расчета наиболее оптимального объёма тампопажного раствора, необходимого для ликвидации поглощения.

Схема бокового течения выполняется в условиях, когда производительность насоса больше, чем производительность (приёмистость) изолируемого интервала. В данном случае создаваемое в изолируемой зоне избыточное давление обеспечивает необходимые гидравлические условия для движения смеси из ствола скважины в пласт в горизонтально-радиальном, вертикальном и наклонном направлениях одновременно по всей его толщине. По промысловому опыту установлено, что при боковой схеме нагнетания гидродинамическое поведение скважины характеризуется следующими особенностями. Статический уровень жидкости при восстановлении циркуляции поднимается на устье скважины, и жидкость частично поступает из ствола в приёмную емкость буровых насосов. Перепад давления на кровлю пласта по манометру на устье ЛР>3,0МПа, коэффициент полной приёмистости К - (0,2 - 1,3) • 102 м7(с • МПа), показатель интенсивности поглощения С = 7,0 - 50 м'/ч .

Схема переходного течения жидкое I и характеризуется па первой стадии технологического процесса изоляции основными показателями донного режима, на второй с периодическим изменением от донного к боковому и па завершающей стадии - при боковом нагнетании. Внешними признаками поглощающих пластов, изолируемых по переходной схеме, является то, что при гидродинамических исследованиях циркуляция промывочной жидкости не восстанавливается, давление динамического столба жидкости изменяется от 1,1 до 2,5 МПа, коэффициент полной приёмистости - К-(1,0-2,5) 10'2 м'/(с• МПа), интенсивность поглощения С = 40-90 м'/ч.

Схема донного (гравитационного) нагнетания тампонажных смесей характеризуется формированием зоны повышенного давления в подошвенной

области поглощающего пласта и топы пониженного давления в кровле. При опрессовках поглощающих интервалов, при изоляции которых реализуется донная схема нагнетания тампонажных растворов, циркуляция промывочной жидкости как правило не восстанавливается, давление динамического столба жидкости мспсс 1,0 МПа, коэффициент начальной приёмистости К.> 2,5 ТО2 м'/(с• МПа), интенсивность noi лощения С >90 м'/ч. В этом случае для проведения исследования используется высокоструктурированная паста для оценки закупоривающих свойств тампонажных систем, так как применение промывочной жидкости не обеспечивает создания требуемого перепада давления на устье.

В соответствии с принятой классификацией поглощающих пластов для каждого из трёх случаев разработан свой алгоритм расчёта. На рисунке 4 представлен алгоритм расчета технологических параметров изоляции проницаемых пластов при реализации наиболее распространённой - боковой схемы нагнетания (1 метод).

В данном разделе также представлены параметры управления гидромеханическим процессом кольматации проницаемых сред гидромониторными струями применяемых суспензий и критерии его оптимизации: скорость истечения гидромониторной струи, сила динамического удара струи о преграду, динамическое давление пятна струи на проницаемую поверхность горной породы и время контакта пятна струи с преградой. Показано, что в условиях скважины па эффективность воздействия гидромониторной струи действует большое количество факторов: форма насадка, свойства промывочной жидкости, гидростатическое давление, наличие механических примесей в среде, продольный и поперечный сносящие потоки, фактор деформации растяжения, действующий на бурильную колонну, продольная и поперечная вибрации насадка, ограниченность размеров подводящего канала, свойства горной породы, низкочастотные и высокоамплитудные изменения динамических давлений на забое скважины. В

Рисунок 4 - Алгоритм расчега технологических параметров поглощающих пород при реализации боковой схемы нагнетания (I метод)

работе рассматриваем влияние каждого из перечисленных параметров и на основе этого приводятся требования к устройству для гидромониторной кольматании с цслыо повышения эффективности проведения работ по гидромониторной обработке ствола скважины.

В четвёртом разделе приводится структура программного обеспечения, схема производства изоляционных работ и результаты апробации

разработанного методического комплекса.

В соответствии с рассмотренным рапсе алгоритмом работы разработана структура программного комплекса, которая содержит модуль предупреждения и модуль ликвидации поглощений. Структура каждого из модулей одинакова и включает три основные группы интерфейсных окон, содержащие исходные данные, графику и выходные данные. Раздел программы с графикой позволяет производить графическое моделирование технологических процессов по предупреждению и ликвидации поглощений в реальном режиме времени для прогнозирования результатов и эффективности проводимых изоляционных работ.

Порядок проведения изоляционных работ по предупреждению и ликвидации поглощений был скорректирован с учетом рассмотренных ранее системных принципов и применения разрабошшого программного комплекса.

Комплекс работ по предупреждению поглощений включает этапы, представленные па рисунке 5, а. Проведение изоляционной операции при ликвидации поглощения (рисунок 5, б) включает в себя следующие основные этапы:

1. Предварительная обработка изолируемого интервала глинистым раствором с повышенными структурпо-мсхапичсскими свойствами для замещения в изолируемом интервале промывочной жидкости па раствор с повышенными закупоривающими свойствами, замещение пластовых флюидов на раствор с повышенными закупоривающими свойствами па радиусе нагнетания вяжущего и повышения гидравлических сопротивлений на радиусе тампонирования поглощающих пород.

2. Закачивание вяжущего в режиме, параметры которого приводят к интенсивному обезвоживанию цементного раствора и эффективной реализации механизма снижения пропицасмосш пород-коллекторов с различными фильтрационными характеристиками за счёт интенсификации процесса кольматации и закупорки проницаемых пород регулированием величин расхода

жидкости и давления нагнетания за счёт повышения вязкости, динамического напряжения сдвига, плотности и сокращения сроков схватывания и твердения вяжущего.

3 Г «1

5 г

гц

а) б)

Рисунок 5 - Технологическая схема производства изоляционных работ: а) при предупреждении поглощений; б) при ликвидации поглощений

3. Закачивание буферных высокоструктурированпых объёмов продавочной жидкости с целыо предупреждения смешивания цементного раствора с буровым, повышения эффективности использования вяжущего за счёт его полного продавливания в поглощающий пласт и уменьшения вероятности нарушения тампонирования зацементированного участка в случае перепродавливания смеси.

При этом для исключения нарушения процесса тампонирования и появления возможных осложнений (гидроразрыв горных пород, раскрытие каналов тампонирования и т.д.) допустимые пределы изменения давления

нагнетания в начальной стадии процесса тампонирования должны составлять 35 МПа, а в конечной - не превышать 8-10 МПа.

Общий вид разработанного программного обеспечения «Борьба с осложнениями при строительстве нефтяных и газовых скважин» приведён па рисунке 9.

—VI гтм*яи'| знаний« раним»* Н*т»(й<и Сит Оуцгл

■вшямк

Ч'ЦЦНЦ

| ВаиАсаетоти! *) ♦ И 1 17 Отофмить рммерм Я

| 6ОЙЛСОС*ЖП»»__1_Ш | Коистрги*» «*««»**'|

17 Отофмить рммерм

\ ■■ г ■ •.' • 1 ' ' ' ' ] • ' -I I

' • «и - уадвИЯп '

1033,06«)

^ШЖтго

• I

4- ' * ' " ' !

1 Нотмии мимши

2 Дшиотр с*м*и»м мм £ Гяубма эабия см«мии м 4 Плпнлль поиммсмой жинкости, м7мЭ С МПа К Смгмю) ' Ст«и*ю

1 гпмгигр*9>ммм(1 гщкюнг [нлмсрсфрпдоес*««

^ йолул*

3 Г пщдивн пег дпщ*"*>*го пд»сг< (рао<то*иив от утья) м

5 Ллкгогамгмии» МПл

6 1*11И«ГОМГ0»*>Ч»9

1 ТмйМ«» 1 Расюжи^

МП«

1 4в»мя нагнет»«, с I $ ГлуЬм«омтм1«г«пмк«0гофмм)»с1

Рисунок 9 - Общий вид программного обеспечения «Борьба с осложнениями при строительстве нефтяных и газовых скважин»

В данном разделе также обозначена область эффективного применения разработанной технологии:

1. В случае, если предполагается применение методического комплекса на скважине, имеющей два и более проницаемых пласта, г.е. систему «скважина - п пластов», необходимо сё приведение к системе «скважина — 1 пласт» применением разобщающих устройств.

2. Для ликвидации поглощения за одну изоляционную операцию интенсивность поглощения проницаемого пласта не должна превышать 90 м'/ч.

Промышленная апробация программного комплекса была проведена на поглощающих скважинах №№ 2318 и 2386 Згозеевского нефтяного месторождения. В соответствии с принятой классификацией скважина № 2386 относится ко второй категории сложности (интенсивность поглощения 45 м3/ч), скважина № 2318 к самой сложной, третьей категории (интенсивность поглощения 108 м'/ч). По результатам проведённых гидродинамических исследований фильтрационных характеристик поглощающих пластов применение программы «Борьба с осложнениями при строительстве нефтяных и газовых скважин» позволило обосновать механизм их изоляции и рассчитать его оптимальные параметры.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Аналитическая оценка современного состояния технологии работ по борьбе с осложнениями показала, что характеризуется он низким уровнем упорядоченности (информация, организация, управление) В теории и практике недостаточно развиты вопросы информационного обеспечения организации и управления механизмами изоляции проницаемых пород, оптимизации параметров тампопажиых смесей, совершенствования методов расчёта параметров контроля и управления процессом изоляции. До настоящего времени в згой области отсутствуют разработки по созданию программного продукта по борьбе с поглощениями.

жидкости и тсхиологичсскис параметры режима нагнетания На основе анализа различных схем нагнетания подтверждено, что режим бокового нагнетания является наиболее эффективным применительно к борьбе с поглощениями интенсивностью до 90 м^ч. Он создаст оптимальные гидродинамические условия для процессов закупорки проницаемых пород и формирования тампонажного камня, а также повышения эффективности и успешности проводимых изоляционных операций.

3. Сформулированы принципы гсолого-тсхнических обоснований выбора алгоритма расчёта технологических параметров проведения изоляционных работ на основе современных представлений о физической сущности гидромеханического процесса тампонирования проницаемых пород при комплексном воздействии основных факторов - геоло! о-физических свойств поглощающего пласта, свойств тампонажпых систем и параметров нагнетания тампонажного раствора. Геолого-техиичсская система «скважина -проницаемый пласт» при предупреждении поглощений включает объект воздействия (скважина и проницаемый пласт), внешнюю среду (затопленная струя) и параметры воздействия (технологические параметры управления гидромониторной кольматацией). В случае ликвидации поглощений система также включает объект воздействия (скважина и проницаемый пласт), внешнюю срсду (гампонажпые растворы и смеси) и параметры воздействия (технологические параметры управления изоляционной операцией).

4 На основе созданной методики разработан программный комплекс «Борьба с осложнениями при строительстве нефтяных и газовых скважин», который включает в себя современные технические решения по технологии обработки ствола в процессе бурения и заканчивания скважин гидромониторными струями промывочных жидкостей, а также методы изоляции поглощающих пластов тампонажными смесями при оптимизированных режимах нагнетания, методические подходы по выбору технологических схем производства изоляционных работ, эффективных

механизмов снижения проницаемости флюидонасыщепиых пластов, расчёты технологических параметров контроля и управления процессом изоляции, а также свойств и параметров тампопажпых смесей. Кроме того, программный комплекс позволяет производить графическое моделирование технологических процессов по предупреждению и ликвидации поглощений в реальном режиме времени для прогнозирования результатов и эффективности проводимых изоляционных работ.

глинопорошок, цемент) снижен в 3,6 раза (со 100 т до 27,5 т), затраты времени производства изоляционных работ сокращены в 4,3 раза (с 30 сут. до 7 сут.). Результатом проведённых работ является полное восстановление герметичности ствола скважины и повышение гидромеханической прочности до градиента горного давления (0,018-0,022 М11а/м).

Основные положения диссертации нашли отражение в следующих печатных работах:

1. Колосов Д.С. Программное обеспечение «Борьба с поглощениями при строительстве нефтяных и пгзовых скважин» // Новые технологии в газовой промышленности: Тез. докл. шестой вссрос. конф. молодых учёных, специалисюв и студентов по проблемам газовой промышленности России. -М., ОАО «Газпром», РГУ нефти и газа им. И М. Губкина, 2005. - С. 76.

2. Колосов Д.С. Эффективное использование гидромониторной

обработки ствола скважииы для предупреждения поглощений // Нефть и газ Западной Сибири: Материалы междунар. науч.-техи. конф. - г. Тюмень, ТюмГНГУ, 2005. - Т. 1 - С. 118-119

3. Свидетельство 2005613196 РФ об официальной регистрации программы для ЭВМ. Борьба с осложнениями при строительстве нефтяных и газовых скважин / Д.С. Колосов, В.Н Поляков (Россия). - № 2005613212; Заявлено 06.12.2005; Зарегистрировано в Реестре программ для ЭВМ 16.12.2005. Опубл. в бгол. «Программы для ЭВМ. Базы данных. Топологии интегральных микросхем», 2006, № 1.

4. Колосов Д.С. Совершенствование методов борьбы с поглощениями при строительстве нефтяных и газовых скважин. - Тюмень: Изд во "Вектор Бук", 2006. - 100 с.

Соискатель

Д.С. Колосов

Подписано в печать 10.03.2006 г. Формат 60x84/16. Бумага финская. Печать Riso. Уч.-изд. л. 1,0. Тираж 100.

Издательство "Вектор Бук" Лицензия ЛР № 066721 от 06.07.99 г.

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.

ZOO

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Колосов, Денис Сергеевич

ВВЕДЕНИЕ.

1 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ НАПРАВЛЕНИЙ РАЗВИТИЯ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ БОРЬБЫ С ПОГЛОЩЕНИЯМИ.

1.1 Геолого-промысловые условия и гидравлические особенности борьбы с поглощениями при бурении и заканчивании скважин.

1.1.1 Причины поглощения промывочной жидкости.

1.1.2 Геологические факторы, вызывающие поглощение промывочной жидкости.

1.1.3 Технологические факторы, приводящие к поглощению промывочной жидкости.

1.2 Способы снижения проницаемости флюидонасыщенных поглощающих пластов и современные направления их совершенствования и развития.

1.3 Методы обоснования и расчёта технологических параметров процесса изоляции поглощающих пластов.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 1.

2 ОБОСНОВАНИЕ НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКИХ ПРИНЦИПОВ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ ПРОЦЕССОВ ИЗОЛЯЦИИ ПРОНИЦАЕМЫХ СРЕД.

2.1 Принципы системного подхода к совершенствованию технологических процессов изоляции проницаемых пород.

2.2 Выбор и обоснование метода исследований поглощающих пластов.

2.3 Технологические приёмы предупреждения и борьбы с поглощениями, область эффективного применения.

2.3.1 Методы предупреждения поглощений.

2.3.2 Методы ликвидации поглощений.

2.4 Механизмы снижения проницаемости флюидонасыщенных пород при применении методов малых и глубоких проникновений тампонажных систем.

2.5 Факторы, интенсифицирующие гидромеханические процессы кольматации и тампонирования проницаемых пород.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2.

3 РАЗРАБОТКА НАУЧНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОСНОВ ДЛЯ СОЗДАНИЯ ПРОГРАММНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ПО БОРЬБЕ С ПОГЛОЩЕНИЯМИ ПРИ БУРЕНИИ И ЗАКАНЧИВАНИИ СКВАЖИН.

3.1 Постановка задачи.

3.2 Информационно-аналитическая база данных программного обеспечения технологии изоляционных работ.

3.3 Методика расчёта технологических параметров процесса изоляции поглощающих пластов. Режимы гидроизоляции и контроль процессов.

3.3.1 Обоснование выбора алгоритма расчёта технологических параметров проведения изоляционной операции.

3.3.2 Алгоритм расчёта технологических параметров процесса изоляции поглощающего пласта.

3.4 Предупреждение поглощений с применением программного комплекса «Борьба с осложнениями при строительстве нефтяных и газовых скважин».

3.4.1 Методика расчёта технологических параметров гидромониторной обработки ствола скважины. Критерии оптимизации процесса кольматации.

3.4.2 Использование затопленной струи при гидромониторной обработке ствола скважины.

3.4.3 Особенности технической реализации работы гидромониторной струи в условиях скважины.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3.

4 РАЗРАБОТКА И АПРОБАЦИЯ ПЕРВОЙ ВЕРСИИ ПРОГРАММНОГО

ОБЕСПЕЧЕНИЯ ПО БОРЬБЕ С ПОГЛОЩЕНИЯМИ.

4.1 Разработка программного обеспечения «Борьба с поглощениями при строительстве нефтяных и газовых скважин».

4.1.1 Разработка интерфейса ввода данных.

4.1.2 Разработка разделов программы, содержащих графику.

4.1.3 Разработка интерфейса вывода данных.

4.2 Предупреждение и ликвидация поглощений с применением программного комплекса «Борьба с поглощениями при строительстве нефтяных и газовых скважин».

4.3 Апробация методического комплекса.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Методические подходы и решения по совершенствованию методов борьбы с поглощениями при строительстве нефтяных и газовых скважин"

Бурение нефтяных и газовых скважин в течение последних 10 лет характеризуется снижением качественных и технико-экономических показателей работ. Это связано в первую очередь с двумя факторами. Первый -это закономерно прогрессирующий рост аномальности геолого-технических условий бурения с увеличением глубин, объёмов наклонно-направленного и горизонтального бурения и переходом многих нефтегазовых месторождений в позднюю и завершающую стадии разработки. Вторым фактором является снижение технико-экономических и качественных показателей широко применяемого на практике репрессионного способа бурения в аномальных геолого-промысловых условиях природного и техногенного происхождения.

Рост дифференциальных забойных давлений, снижение начальных пластовых давлений на разрабатываемых залежах, повышение градиента давления между разнонасыщенными пластами приводят к существенной осложнённости геолого-технических условий бурения. Решающее влияние на техническое состояние ствола и гидродинамическое поведение скважины в этих условиях под воздействием бесконтрольно изменяющихся давлений оказывают нестационарные процессы гидродинамического и физико-химического взаимодействия технологических жидкостей (промывочных и тампонажных растворов) с комплексом вскрываемых горных пород, приствольная и призабойная зоны которых характеризуются различными литологическими и физико-химическими характеристиками. Следствием этих взаимодействий становятся большинство встречаемых на практике осложнений (поглощения промывочных жидкостей и тампонажных растворов, газонефтеводопроявления, межпластовые перетоки, кавернообразования, обвал стенок и сужение ствола, гидроразрыв горных пород и ухудшение свойств вскрываемых продуктивных пластов). Однако наиболее распространённым осложнением является на сегодняшний день поглощение технологических жидкостей, потери которых при разбуривании отдельных месторождений достигают тысячей кубометров в год.

В результате промыслового опыта установлено, что очень часто существующие способы борьбы с поглощениями оказываются недостаточно эффективными. Это связано в первую очередь с тем, что борьба с этим видом осложнения в отдельно взятом случае требует учёта большого количества факторов - технических характеристик скважины, геолого-физических характеристик горных пород и данных о гидродинамическом состоянии и поведении системы «скважина-проницаемый пласт».

Сложность технологических процессов изоляции поглощающих пластов, высокая изменчивость геолого-технический условий бурения, низкая технологическая эффективность способов ликвидации поглощений буровых и тампонажных растворов, недостаточный уровень квалификации исполнителей работ, отсутствие обеспечения поддержания необсаженного ствола скважины в технически надёжном состоянии приводят к тому, что мероприятия по ликвидации поглощения, показавшие высокие результаты на одной скважине, могут оказаться совершенно неэффективными для другой. Причём одно и то же поглощение промывочной жидкости может быть ликвидировано различными способами и с различными показателями работ. В связи с тем, что выбор адекватного способа борьбы с этим видом осложнения в процессе бурения должен производиться качественно и в короткие сроки, наиболее подходящим решением этой задачи является разработка и внедрение методического комплекса, который должен содержать наиболее эффективные методы предупреждения и ликвидации поглощений и разработанное на их основе программное обеспечение.

Цель работы

Основные задачи исследований и разработок

1. Аналитическая оценка состояния работ по развитию и совершенствованию технологий борьбы с поглощениями.

2. Обоснование научно-методических подходов и принципов по совершенствованию технологических процессов изоляции проницаемых пород.

3. Совершенствование методов расчёта параметров технологического контроля и управления механизмами изоляции проницаемых пород при борьбе с поглощениями.

4. Разработка программного обеспечения по борьбе с поглощениями и его апробация.

Методы исследований

Для решения поставленных научно-прикладных задач использованы принципы системного подхода, методы аналитических обобщений и теоретических исследований, информационная база промысловых геофизических и гидродинамических исследований гидравлического состояния и поведения системы «скважина - пласт», принципы создания компьютерных технологий при разработке программного обеспечения гидравлических процессов бурения и заканчивания нефтяных и газовых скважин.

Научная новизна

1. Результаты научных обобщений и аналитической оценки состояния работ по развитию методических, оптимизационных и технологических разработок при борьбе с поглощениями. Установлено, что большинство современных научно-технических направлений и методических подходов не имеют под собой системной базы, а их развитие происходит в условиях неупорядоченности и низком уровне организации и управления этими созидательными процессами (состоянии энтропии).

2. Развиты современные научно-технологические основы совершенствования методов расчёта параметров контроля и регулирования механизма изоляции проницаемых пород при борьбе с осложнениями при бурении скважин.

Диссертационная работа является аналитическим обобщением и оценкой состояния работ в теории, методологии и практике борьбы с поглощениями при строительстве скважин, содержит материалы и результаты научно-прикладных обоснований по выбору перспективных направлений исследований, развитию методических и технологических разработок по изоляции поглощающих пластов, а также впервые разработанного программного продукта (первая версия) по совершенствованию и повышению эффективности технологий борьбы с поглощениями, выполненных автором как самостоятельно, так и совместно с д.т.н., профессорами Ю.С. Кузнецовым, В.Н. Поляковым, д.т.н. Г.Г. Ишбаевым и к.т.н. Р.Ю. Кузнецовым.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Колосов, Денис Сергеевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Аналитическая оценка современного состояния технологии работ по борьбе с осложнениями показала, что характеризуется он низким уровнем упорядоченности (информация, организация, управление). В теории и практике недостаточно развиты вопросы информационного обеспечения организации и управления механизмами изоляции проницаемых пород, оптимизации параметров тампонажных смесей, совершенствования методов расчёта параметров контроля и управления процессом изоляции. До настоящего времени в этой области отсутствуют разработки по созданию программного продукта по борьбе с поглощениями.

2. При ликвидации поглощений фильтрация глинистых и тампонажных растворов из скважины в проницаемый пласт может происходить при различных режимах нагнетания: боковом, донном или переходном. Реализация одного из режимов в конкретном случае определяется комплексом параметров, основными из которых являются геолого-физические характеристики поглощающих пород, реологические и структурно-механические свойства жидкости и технологические параметры режима нагнетания. На основе анализа различных схем нагнетания подтверждено, что режим бокового нагнетания является наиболее эффективным применительно к борьбе с поглощениями интенсивностью до 90 м3 /ч. Он создаёт оптимальные гидродинамические условия для процессов закупорки проницаемых пород и формирования тампонажного камня, а также повышения эффективности и успешности проводимых изоляционных операций.

3. Сформулированы принципы геолого-технических обоснований выбора алгоритма расчёта технологических параметров проведения изоляционных работ на основе современных представлений о физической сущности гидромеханического процесса тампонирования проницаемых пород при комплексном воздействии основных факторов — геолого-физических свойств поглощающего пласта, свойств тампонажных систем и параметров нагнетания тампонажного раствора. Геолого-техническая система «скважина -проницаемый пласт» при предупреждении поглощений включает объект воздействия (скважина и проницаемый пласт), внешнюю среду (затопленная струя) и параметры воздействия (технологические параметры управления гидромониторной кольматацией). В случае ликвидации поглощений система также включает объект воздействия (скважина и проницаемый пласт), внешнюю среду (тампонажные растворы и смеси) и параметры воздействия (технологические параметры управления изоляционной операцией).

4. На основе созданной методики разработан программный комплекс «Борьба с осложнениями при строительстве нефтяных и газовых скважин», который включает в себя современные технические решения по технологии обработки ствола в процессе бурения и заканчивания скважин гидромониторными струями промывочных жидкостей, а также методы изоляции поглощающих пластов тампонажными смесями при оптимизированных режимах нагнетания, методические подходы по выбору технологических схем производства изоляционных работ, эффективных механизмов снижения проницаемости флюидонасыщенных пластов, расчёты технологических параметров контроля и управления процессом изоляции, а также свойств и параметров тампонажных смесей. Кроме того, программный комплекс позволяет производить графическое моделирование технологических процессов по предупреждению и ликвидации поглощений в реальном режиме времени для прогнозирования результатов и эффективности проводимых изоляционных работ.

5. Результаты промысловой апробации программного комплекса показали, что при соблюдении методических требований и реализации рассчитанных программой технологических параметров регулирования и процесса гидроизоляции проницаемых пород, а также рекомендаций по выбору, приготовлению и применению тампонажных смесей, эффективность операций при борьбе с поглощениями (в сравнении с достигнутыми производством) возрастают нелинейно. При этом в расчёте на одно поглощение интенсивностью 50-100 м3 /ч коэффициент успешности работ в среднем возрос в 2,5 раза (Кус>0,7), расход тампонажных материалов (бентонит, глинопорошок, цемент) снижен в 3,6 раза (со 100 т до 27,5 т), затраты времени производства изоляционных работ сокращены в 4,3 раза (с 30 сут. до 7 сут.). Результатом проведённых работ является полное восстановление герметичности ствола скважины и повышение гидромеханической прочности до градиента горного давления (0,018-0,022 МПа/м).

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Колосов, Денис Сергеевич, Тюмень

1. Абрамович Г.Н. Турбулентные свободные струи жидкостей и газов. -М.: Госэнергоиздат, 1948. 290 с.

2. Аванесова A.M. К вопросу борьбы с поглощениями глинистого раствора при бурении скважин // Вопросы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Тр. АзНИИНП. 1960. - С. 168-172.

3. Аветисов А.Г. Стратегия проведения изоляционных работ в процессе вскрытия поглощающего пласта / А.Г.Аветисов, Г.В. Беликов, В.И. Крылов // Осложнения при бурении и цементировании скважин. Тр. ВНИИКРнефть. -1973.-С. 159-165.

4. Агаев Г. Новые материалы для ликвидации поглощений буровых растворов / Г. Агаев, В. Маслов // Бурение и нефть. 2004 . - № 6. - С. 47.

5. Акимов Н. Эффективное использование информационных технологий на предприятиях нефтегазового комплекса / Н. Акимов, В. Воротилов, А. Филатов, А. Шибаев, Л. Шраго // Бурение и нефть. 2004. - № 2. - С. 30-32.

6. Альтшуль А.Д. Гидравлика и аэродинамика / А.Д. Альтшуль, П.Г. Киселев. М.: Стройиздат, 1965. - 274 с.

7. Андерсон Б. Прогнозирование и регулирование изолирующих свойств полисахаридных буровых растворов / Б. Андерсон, О. Кондрашёв // Бурение и нефть. 2004.-№3.-С. 19-21.

8. Аравин В.И. Теория движения жидкостей и газов в недеформируемой пористой среде / В.И. Аравин, С.Н. Нумеров. М.: ГИТТЛ, 1953. - 616 с.

9. Ашрафьян М.О. Управление процессом цементирования скважин по предельно допустимому давлению на цементировочной головке / М.О. Ашрафьян, А.К. Куксов // Нефтяное хозяйство. 2004. - № 8. - С. 62-63.

10. Багринцева К.И. Трещиноватость осадочных пород. М.: Недра, 1982.256 с.

11. Басарыгин Ю.М. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации: Справ, пособие: В 6 т. / Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов. М.: Недра, 2000. - т.2. - 413 с.

12. Белов В.П. Высокоструктурная тампонирующая смесь для борьбы с поглощением // Новости нефтяной и газовой техники. — 1962. № 11. — С. 1112.

13. Белоруссов В.О. Выбор долот с помощью компьютера // Бурение и нефть. 2002. - № 12. - С. 22-23.

14. Белоусов В. В. Основы геотектоники. М.: Недра, 1975. - 275 с.

15. Биишев А.Г. Исследование закономерностей гидромониторного разрушения горных пород при бурении: Дис. . канд. техн. наук: 05.315. — Тюмень, 1973.

16. Блажевич В.А. Использование суспензий на основе синтетических смол в качестве тампонажного материала / В.А. Блажевич, Е.Н. Умрихина, Н.Р. Махмутов // Бурение. 1970. - № 10. - С. 23-26.

17. Бойко П. Экспериментальное исследование свойств несвободных затопленных струй из насадок с различными наклонами к забою / Б. Буняк, В. Филь // Нефтяник. 1992. - № 9. - С. 6-9.

18. Босенко А.А. Роль кавитации при разрушении горных пород затопленными струями жидкости // Изв. вузов. Нефть и газ. 1967. - № 8. — С. 27-29.

19. Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. М.: Недра, 1982. - 295 с.

20. Варламов Е.П. Гидродинамические процессы на забое скважины и совершенствование систем промывки буровых долот: Дис. . д-ра техн. наук: 05.15.10.-Самара, 1996.-269 с.

21. Вахрамеев И.И. Теоретические основы тампонажа горных пород. -М.: Недра, 1968.-291 с.

22. Войцеховский Б.В. Влияние условий скважин на разрушающую способность струй воды сверхвысокого давления /Б.В. Войцеховский и др. // Динамика сплошной среды. Новосибирск, 1971. - Вып. 9. — С. 52-59.

23. Временная инструкция по применению комплекса мероприятий УфНИИ при борьбе с поглощением промывочной жидкости. Уфа: УфНИИ, 1964.-28 с.

24. Вяхирев В. Ключ к скважине // Нефтегазовая вертикаль. 2000. - № 9. С. 40-44.

25. Гайворонский А.А. Как производить цементаж зон поглощения через бурильные трубы // Нефтяник. 1957. - № 1. - С. 6-9.

26. Гайворонский А.А. Классификация зон поглощения / А.А. Гайворонский, Б.М. Шайдеров // Нефтяное хозяйство. 1956. - № 7. - С. 15-18.

27. Гайворонский А.А. Опыт бурения разведочной скважины при наличии зон поглощения // Нефтяное хозяйство. 1955. — № 9. - С. 33-35.

28. Гибсон А.Х. Гидравлика и её приложения. М.: Энергоиздат, 1934. —608 с.

29. Голеевский А.А. Вопросы механики струйного движения жидкостей и газов. JL: Машгиз, 1957.

30. Голубев Д.А. Исследование гидродинамического давления, возникающего при движении колонн // Нефтяное хозяйство. 1972 - № 4. - С. 45-48.

31. Григашкин Г. Буровой геонавигационный комплекс / Г. Григашкин, С. Варламов // Бурение и нефть. 2004. - № 7-8. - С. 45-48.

32. Дамаскин М. Использование информационной системы "Удаленный мониторинг бурения" в нефтяных компаниях / М. Дамаскин, Т. Нестерова // Бурение и нефть. 2004. - № 7-8. - С. 24-26.

33. Дерягин Б.В. Поверхностные силы / Б.В. Дерягин, Н.В. Чураев, В.М. Мулл ер М.: Наука, 1985.-398 с.

34. Доценко Ю.Г. Быстросхватывающаяся цемеитно-смоляная смесь для ликвидации поглощений промывочней жидкости / Ю.Г. Доценко, Я.Л. Белицкий, В.Н. Мороз // Разведка и охрана недр. — 1972. — № 7. С. 53-54.

35. Ивачев Л.М. Борьба с поглощениями промывочной жидкости при бурении геологоразведочных скважин. -М.: Недра, 1982.-293 с.

36. Ивачёв Л.М. Промывка и тампонирование геологоразведочных скважин. М.: Недра, 1989. - 247 с.

37. Калмыков Е.П. Тампонирование горных пород при сооружении вертикальных стволов. — М.: Недра, 1979. 280 с.

38. Катеев Р.И. Результаты использования новых технологий при заканчивании скважин на месторождениях НГДУ "Нурлатнефть" / Р.И. Катеев, И.М. Зарипов, С.И. Амерханова, Р.А. Сафиуллин, Р.Х. Аюпов // Нефтяное хозяйство. -2004.-№ 7.-С. 10-13.

39. Кафидов К. Исследование износа насадок гидромониторных долот / А. Козодой//Нефтяник.- 1972.-№ 10.-С. 10-12.

40. Кириллин В.И. Гидродинамическое совершенство насадок со сложным внутренним профилем / Н.А. Жидовцев, Н.Ю. Крестьянская // Нефтяное хозяйство. — 1994. № 1. - С. 33-36.

41. Коваленко Ю.И. Совершенствование гидравлических характеристик промывочной системы гидромониторных шарошечных долот / Ю.И. Коваленко, А.И. Литвинов // Нефтяное хозяйство. 1984. - №10. - С. 19-20.

42. Козодой А.К. Определение параметров гидромониторных затопленных струй // Нефть и газ. 1959. - № 6. - С. 103-108.

43. Козодой А.К. Анализ потерь давления в промывочных устройствах гидромониторных долот // Сб. Совершенствование бурения нефтяных и газовых скважин. -М.: Недра, 1965. С. 48-51.

44. Козодой А.К. Влияние . эрозионных свойств жидкости на празрушающую способность затопленных струй / А.К. Козодой, А.А. Босенко // Изв.вузов. Нефть и газ. 1970. - № 11. - С. 21 -24.

45. Козодой А.К. Количественная оценка силового воздействия гидромониторной струи на забой скважины / Е.П. Варламов // Сб.трудов Совершенствование технологии проводки глубоких скважин в Нижнем Поволжье. Волгоград, 1975.-С. 18-26.

46. Козодой А.К. Определение параметров гидромониторных затопленных струй // Изв. вузов. Нефть и газ. 1959. - № 6. - С. 103-105.

47. Козодой А.К. Промывка скважин при бурении / А.В. Зубарев, B.C. Федоров. -М.: Гостоптехиздат, 1963. 172 с.

48. Козодой А.К. Распространение затопленных струй в ограниченном пространстве / А.А. Босенко // Изв. вузов. Нефть и газ. 1969. - № 4. - С. 76-79.

49. Колосов Д.С. Совершенствование методов борьбы с поглощениями при строительстве нефтяных и газовых скважин. Тюмень: Изд-во "Вектор Бук", 2006.- 100 с.

50. Колосов Д.С. Эффективное использование гидромониторной обработки ствола скважины для предупреждения поглощений // Нефть и газ Западной Сибири: Материалы междунар. науч.-техн. конф. — г. Тюмень, ТюмГНГУ, 2005. Т. 1. - С. 118-119.

51. Кореняко А.В. Стендовые исследования гидроперфорации / Н.А. Петров // Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: Экспресс-информ.-М.: ВНИИОЭНГ, 1991.-Вып. 11 С. 18-24.

52. Коршак А.А. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов. Издание второе, дополненное и исправленное / А.А. Коршак, A.M. Шаммазов. — Уфа: ООО "ДизайнПолиграфСервис", 2002. 544 с.

53. Кочетков JI.M. Исследование и разработка технологии щелевой гидропескоструйной перфорации при капитальном ремонте скважин: Дис. . канд. техн. наук: 05.15.10 и 05.15.06. -Тюмень, 1998. 103 с.

54. Крылов В.И. Борьба с поглощением при бурении скважин / В.И. Крылов, Н.И. Сухенко. М.: Недра, 1968. - 176 с.

55. Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. -М.: Недра, 1980.-304 с.

56. Крылов В.И. Исследования и изоляция зон поглощений с помощью пакеров / В.И. Крылов, Н.И. Сухенко-М.: ЦНИИТЭнефтегаз, 1963. 79 с.

57. Крылов В.И. Определение параметров поглощающего пласта по результатам исследования скважин в процессе бурения / В.И. Крылов, Ю.С. Даниэлян, А.И. Горковенко // Изв. вузов. Нефть и газ. 1976. - № 6. - С. 19-22.

58. Крылов В.И. Сверхтиксотропные промывочные жидкости нового поколения / В.И. Крылов, В.В. Крецул, С.В. Меденцев, В.А. Куксов // Нефтяное хозяйство. 2004. - № 11.-С. 56-58.

59. Кузнецов Р.Ю. Исследование и разработка технологии заканчивания скважин многопластовых залежей открытым забоем: Дис. . канд. техн. наук: 25.00.15. Тюмень, 2002. - 191 с.

60. Кузнецов Ю.С. Теоретические аспекты гидромониторного разрушения породы затопленными струями применительно к щелевой разгрузки забоя / Л.М. Кочетков, П.Н. Матюшин, Р.Ю. Кузнецов // Изв. вузов. Нефть и газ. 1997. -№ 5. - С. 58-62.

61. Кулиев А.Э. Исследование энергетических показателей гидромониторных затопленных струй // Нефтяное хозяйство. 1971. - № 8. -С. 4-6.

62. Кулиев А.Э. Исследование энергетических показателей струй, вытекающих из насадок долот // Разрушение горных пород при бурении скважин: Тр. III Всесоюзной конф. г. Уфа, УНИ, 1982. - С. 238-240.

63. Кулиев А.Э. Развитие струи в условиях забоя скважины // Изв. АН АзССР, серия геолого-географических наук. 1965. - №2. - С. 99-103.

64. Кулиев А.Э. Теория гидроструйного разрушения забоя скважины // Разрушение горных пород при бурении скважин: Труды III Всесоюзной научно-технической конференции. г. Уфа, 1982. - С. 36-38.

65. Кулиев А.Э. Экспериментальное определение силы давления струи на забой скважины // Нефтяное хозяйство. 1973. - № 1. - С. 38-41.

66. Кулябин Г.А. Новая методика расчёта технологически необходимого диаметра струйных насадок долота // Нефть и газ Западной сибири: Тез. докл. 2-й Всесоюзной научно-технической конференции. г. Тюмень, ТюмГНГУ, 1989 г.

67. Курочкин Б.М. Выявление закономерностей распределения зон поглощения в трещиноватых коллекторах / Б.М. Курочкин, О.А. Сурикова, А.А. Филиппова // Бурение. 1976. - № 6. - С. 18-20.

68. Курочкин Б.М. Применение химически активного кольматанта-гермопора при бурении через проницаемые пласты / Б.М. Курочкин, Е.Я. Оксенойд, С.В. Самыкин // Бурение. 2001. - № 5. - С. 23-26.

69. Курочкин Б.М. Прогнозирование зон поглощений на локальных поднятиях / Б.М. Курочкин, О.А. Сурикова, А.А. Филиппова // Бурение. 1977. - № 2. - С. 25-29.

70. Лойцянский Л.Г. Механика жидкости и газа. М.: Наука, 1970.

71. Мавлютов М.Р. Технология бурения с управляемой гидродинамической вихревой кольматацией / М.Р. Мавлютов, В.Ф. Галиакбаров, Р.Х. Санников, А.Р. Оружев // Нефтяное хозяйство. 1987. - № 6. -С. 10-14.

72. Мавлютов М.Р. Управляемая кольматация призабойной зоны пластов при бурении и заканчивании скважин / М.Р. Мавлютов, Ю.С. Кузнецов, В.Н. Поляков // Нефтяное хозяйство. — 1984.- № 6. С. 7-10.

73. Максимович Н.А. Новый способ ликвидации интенсивного поглощения промывочной жидкости при бурении / Н.А. Максимович, Н.И. Максимова, A.M. Ермаков // Разведка и охрана недр. — 1956. № 6. — С. 16-19.

74. Мальков И.А. Теория и практика применения гидромониторных долот в США. -М.: Гостоптехиздат, 1961.

75. Матюшин П.Н. Влияние шлама на разрушение породы и механизм очистки забоя скважины при бурении шарошечными долотами: Автореф. дис . канд. техн. наук: 05.315. Уфа, 1972. -26 с.

76. Мелик-Асланов Л.С. Гидропескоструйный метод перфорации скважин и вскрытие пласта / Л.С. Мелик-Асланов, О.А. Сидоров. Баку: Азербайджанское гос. издательство. - 1964. - 126 с.

77. Мессенджер Д.Ю. Медленно схватывающийся раствор из глинозёмного цемента для изоляции поглощений промывочных жидкостей: Пер. с англ. М.: ГОСИНТИ, 1962. - 15 с.

78. Мительман Б.И. Гидромеханическое и эрозионное бурение / Б.И. Мительман, A.M. Гусман. М.: ВНИИОЭНГ, 1971. - 75 с.

79. Мищевич В.И. Гидродинамические исследования поглощающих пластов и методы их изоляции при бурении нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1974.-208 с.

80. Мищевич В.И. Методика определения мероприятий по борьбе с поглощениями промывочной жидкости при бурении нефтяных скважин // Татарская нефть. 1958. - № 6-7. - С. 10-24.

81. Мищевич В.И. Методика расчёта коэффициентов приёмистости поглощающего пласта по данным гидродинамических исследований / В.И. Мищевич, В.И. Крылов, А.Н. Фурманов, Р.Х. Ибатуллин, Р.Х. Фаткуллин // Нефтяное хозяйство. 1976. -№ 9. - С. 11-13.

82. Мойса Н.Ю. Промысловый опыт ликвидации поглощений в солевых отложениях и пластах, осложненных АВПД / Н.Ю. Мойса, В.Н. Белобородое, Н.И. Сухенко // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 4. - С. 40-41.

83. Мурашов М.У. Улучшение гидравлических характеристик сопел долот. Новости нефтяной техники / М.У. Мурашов, В.В. Симонов // Серия^ "Нефтепромысловое дело". 1958. -№ 12. - С. 7-11.

84. Назарова В.И. Использование воздействия высоконапорных струй при строительстве скважин освоения / Т.К. Сидоров, И.В. Пыльцина // Обзорная информ. Сер. Бурение. 1985. - Вып. 9. - 56 с.

85. Осипов П.Ф. Влияние противодавления на величину коэффициента расхода конических насадок и цилиндрических промывочных отверстий буровых долот / П.Ф. Осипов, А.А. Козодой, Е.П. Варламов // Вопросы прикладной механики. 1974. - С. 25-28.

86. Петров Н.А. Преимущества и недостатки гидропескоструйной перфорации, её отличие от гидроперфорации и обоснование различных конструкций перфораторов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1994. - Вып. 2. - С. 16-19.

87. Поляков В.Н. Определение гидродинамических давлений в процессе спуска инструмента при наличии в скважине проницаемого пласта / В.Н. Поляков, В.А. Колокольцев // Нефтяное хозяйство. 1972. - № 4. - С. 42-44.

88. Поляков В.Н. Практическое руководство по изоляции поглощающих пластов при согласованных режимах нагнетания тампонажных смесей. — Уфа, 1977.-67 с.

89. Поляков В.Н. Промысловая оценка показателей струйной кольматации проницаемых пород при вскрытии продуктивных отложений в скважинах Арланского месторождения / В.Н. Поляков, Б.З. Кабиров //

90. Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин: Тез. докл. всесюзной науч.-техн. конф. г. Ивано-Франковск, 1982. - С. 95-96

91. Поляков В.Н. Способ гидромониторной обработки проницаемых пород при бурении и заканчивании скважин / В.Н. Поляков, Р.Р.Лукманов, М.Р. Мавлютов // Нефтяная промышленность. Сер. Бурение: науч.-техн. сб. -ВНИИОЭНГ.- 1980.-№1.-С. 17-18.

92. Поляков В.Н. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин / В.Н. Поляков, Р.К. Ишкаев, P.P. Лукманов. Уфа: ТАУ, 1999. - 408 с.

93. Поляков В.Н. Технология и техника борьбы с поглощениями при строительстве скважин / В.Н. Поляков, М.Р. Мавлютов, Л.А. Алексеев, В.А. Колодкин. Уфа: Китап, 1998. - 192 с.

94. Поляков В.Н. Требования, предъявляемые к герметичности и прочности ствола при заканчивании скважин месторождений Башкирии // Нефтяное хозяйство. 1983. - № 5. - С. 27-28.

95. Рац М.В. Трещиноватость и свойства трещиноватых горных пород / М.В. Рац, С.Н. Чернышев. М.: Недра, 1970. - 164 с.

96. Раянов К.С. Исследования процессов тампонажа поглощающих пластов: Дис. . канд. техн. наук: 05.15.10. Уфа, 1980. - 193 с.

97. Ромм Е.С. Фильтрационные свойства трещиноватых горных пород. -М.: Недра, 1966.-284 с.

98. Рябоконь С.А. Преимущества насосной установки нового типа при изоляционных работах с применением колтюбинга / С.А. Рябоконь, В.Г. Кармолин, В.М. Мильштейн // Нефтяное хозяйство. — 2004. № 11. - С. 96-97.

99. Саркисов Н.М. Интенсификация добычи нефти путём щелевой перфорации / С.В. Шишов, В.В. Климовец // Нефтянное хозяйство. 2000. - № 12.-С. 79-80.

100. Семёнов Н.Я. Автоматизированный выбор способа ликвидации поглощения или водопроявления при бурении скважин / Н.Я. Семёнов, Е.Н. Овсянникова, Б.Ю. Бетелин // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 4. - С. 34-37.

101. Семёнов Н.Я. Математическая модель статического равновесия тампонажной смеси в системе скважина-пласт и планирование технологии изоляционных работ // Нефтепромысловое дело. 1995. - № 6. - С. 10-13.

102. Семёнов Н.Я. Способы ликвидации поглощений промывочной жидкости при бурении скважин // Бурение и нефть. — 2002. № 8. - С. 21-24.

103. Сизов Г.Н. Работа затопленной гидромониторной струи. М.: Водтрансиздат, 1953. - 168 с.

104. Симонов В.В. Экспериментальные исследования коэффициентов расхода жидкости при движении через промывочные сопла долот // Изв.вузов. Нефть и газ. — 1958. — № 8. С. 31-36.

105. Сиов Б.Н. Истечение жидкости через насадки в среды с противодавлением. — М.: Машиностроение, 1968. 140 с.

106. Смехов Е.М. Закономерности развития трещиноватости горных пород и трещинные коллекторы. Тр. ВНИГРИ. - JL, 1962. - Вып. 172. - 147 с.

107. Станция геолого-технологического контроля бурения и использования скважин "МЕГА АМТ" // Бурение и нефть. — 2002. № 9.

108. Сухенко Н.И. Исследование процессов, происходящих в скважине при цементировании зон поглощения / Н.И. Сухенко, В.И. Крылов // Тр. ТатНИИ.- 1971.-Вып. 15.-С. 79-87.

109. Сухенко Н.И. Исследование реологических свойств тампонирующих смесей для изоляции зон поглощения промывочной жидкости / Н.И. Сухенко, В.И. Крылов // Тр. ТатНИИ. 1971. - Вып. 15. - С. 87-99.

110. Тагиев Э.И. О механизме размыва забоя скважины промывочной жидкостью, истекающей из сопел долот / Р.Г. Арзуманов, Н.М. Джалилов // Изв.вузов, Нефть и газ. 1967. -№ 1. - С. 35-39.

111. Тагиев Э.И. О характере движения и динамическом давлении на забой скважины струи жидкости, истекающей из сопел долота / Э.И. Тагиев, Н.М. Джалилов, Р.Г. Арзуманов// Изв.вузов, Нефть и газ. 1966. - № 11. - С. 25-28.

112. Титков Н.И. Изоляция поглощающих горизонтов при бурении скважин / Н.И. Титков, А. А. Гайворонский. М.: Гостоптехиздат. - 1960. - 188 с.

113. Титков Н.И. О качестве смесей для тампонажа зон поглощения в бурящихся скважинах / Н.И. Титков, М.С. Винарский // Нефтяное хозяйство. -1958.-№ 9.-С. 26-31.

114. Тян П.М. Исследования гидродинамического давления при движении бурильной колонны в разведочных скважинах // Изв. вузов. Сер. Геология и разведка. 1976. -№ 8. - С. 140-148.

115. Тян П.М. О ликвидации поглощений промывочной жидкости расширяющейся смесью на основе смолы МФ-17 / П.М.Тян, В.М. Рвачев // Изв. вузов. Геология и разведка. 1973. - № 11. - С. 165-169.

116. Тян П.М. О гидроразрыве крепких трещиноватых пород и причинах поглощения промывочной жидкости // Изв. вузов. Геология и разведка. 1975. - № 8. - С. 181-182.

117. Тян П.М. Предупреждение и ликвидация поглощений при геологоразведочном бурении. -М.: Недра, 1980. 167 с.

118. Фараджев Т.Г. К вопросу выбора оптимального профиля насадок гидромониторных долот / С.Г. Агаев, А.А. Ахундов // Изв. вузов. Нефть и газ. — 1974.-№ 9.-С. 51-54.

119. Фёдоров B.C. Потери давления в промывочных отверстиях и насадках буровых долот / B.C. Фёдоров, А.К. Козодой, А.В. Зубарев // Изв. вузов, Нефть и газ. 1962. - № 11. - С. 25-30.

120. Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химии. Поверхностные явления и дисперсные системы: учебник для вузов. М.: ООО ТИД "Альянс", 2004. - 464 с.

121. Халилов А.А. Исследование гидравлических параметров насадок гидромониторных долот. Изв. вузов. Нефть и газ. - 1962. -№ 11. - С. 101-105.

122. Целищев В.Ф. Определение формы поглощающих каналов с помощью печати / В.Ф. Целищев, Г.А. Белоусов // Бурение. 1974. — № 2. - С. 31-33.

123. Шабазов Ш.А. Исследования истечения жидкости из затопленных внешних цилиндрических насадков / Ш.А. Шабазов, В.Н. Ашихмин // Изв.вузов. Нефть и газ. 1973. -№ 1. - С. 65-68.

124. Шабазов Ш.А. К вопросу истечения жидкости из затопленных внешних цилиндрических насадок / Ш.А. Шабазов, В.И. Ашихмин // Изв.вузов. Нефть и газ. 1972. - № 9. - С. 61 -64.

125. Шахмаев З.М. Определение количества цементирующего материала для изоляции пластов, поглощающих жидкость // Нефтяное хозяйство. 1965. -№6.-С. 23-25.

126. Шварц Я.А. Больше внимания разработке эффективных методов борьбы с уходами глинистых растворов // Нефтяное хозяйство. 1953. - № 1. -С. 24-26.

127. Яремийчук Р.С. Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин / Р.С. Яремийчук, Ю.Д. Качмар. — Львов: Вища школа, Изд-во при Львов, ун-те, 1992. 152 с.

128. Ясов В.Г. Осложнения в бурении / В.Г. Ясов, М.А. Мыслюк. М.: Недра, 1991.-334 с.

129. Braun R.W, Loper J.L. Theory of Formation Cutting Using the Sand Erosion Process //Petroleum Technology. 1961. -т.13, №5. - p. 483-488.

130. Clark E.H. Bottom-Hole Pressure Surges While Running Pipe // Petroleum Engineer. 1955. - vol. 27. - № 1. - p. B-68-B-96.

131. Dawson D.D. Lost circulation in the Gulf Coast area. World Petroleum. 1952.-vol. 23.-№ 11.-p. 58-61.

132. Feenstra R., J.J. M. van Leeuwen. Full-Scale Experiments on Jets in Impermeable Rock Drilling // Journal of Petroleum Technology. 1964. - № 3. - p. 329-334.

133. Forstall W., Gaylolord E.W. Momentum and Mass Transfer in a Submerged Water jet // Journal of Applied Mechanics. June. 1955. - vol. 22. - № 2. - p. 161-164.

134. Kuethe A. Investigations of the turbulent mixing regions formed by jets. Journal of Applied Mechanics. v. II. - № 3. - 1935. - p. A-87-A-95

135. McLean R.H. Grossflow and Impact under jet bits. Journal of Petroleum Technology. 1964. - November. - v. 16. - № 11. - p. 18-27.

136. Payne L.L. The Effect of Circulating Media and Nozzle Design on Rock Bit Performance. Journal of Petroleum Technology. 1952. -№ 1. - p. 9-13.

137. Pittman F.C., Harriman D.W. and John J.C. Investigation of Abrasive-Laden-Fluid Method For Perforation and Fracture Inititation // Petroleum Technology. 1961. - т. 13. - № 5. - p. 489-495.

138. Poreh M., Cermak J.F. Flow Characteristics of a Circular Submerged Jet Impinging Normally on a Smooth Boundary. Proceedings of the Sixth Midwestern Conference on Fluid Mechanics. The University Texas Austin, Texas . - September 9-11, 1959.-p. 198-212.

139. Трёхмерное моделирование процесса тампонирования проницаемого пластаа) б) в)

140. Рисунок А.1 Процесс тампонирования проницаемого пласта: а) 1 этап; б) 2 этап; в) 3 этап-1Д1Х)1. Q Qill aiiiUi|Ef|01. Отмена1. Изменить |

141. Номтальный диаметр скважина мм: 2 Пацам наясов. я/с:

142. Средний диаметр насадок, мм.

143. Количество установленные насаасж . игг

144. Плотность Промьео1«ой жидкости. кг/мЗ: 6 Ч остита вращения тстр1>мен1л. иб/пн:7, Скорость шнвйвго перемещен» инструмента. м/ч:

145. Глубина залегания кровли пласта, подвергасщегосвдействчо депрессии.

146. SL Текчшея гластовоедавление. МПа:1С Ве/ччина регламанпруемой дегрессии на крмло пласта. «nfpOJupjiouiero давление в скважине. МПа.

147. Рисунок Б Л Общий вид модуля по предупреждению поглощений

Информация о работе

Колосов, Денис Сергеевич
кандидата технических наук
Тюмень, 2006
ВАК 25.00.15

Диссертация

Методические подходы и решения по совершенствованию методов борьбы с поглощениями при строительстве нефтяных и газовых скважин - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Методические подходы и решения по совершенствованию методов борьбы с поглощениями при строительстве нефтяных и газовых скважин - тема автореферата по наукам о земле, скачайте бесплатно автореферат диссертации

Похожие работы