Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Обоснование методики оперативного управления процессом строительства горизонтального ствола скважины

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Обоснование методики оперативного управления процессом строительства горизонтального ствола скважины"

Направахрукописи

ПОДКОРЫТОВ Олег Николаевич

ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДИКИ ОПЕРАТИВНОГО УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ СТРОИТЕЛЬСТВА ГОРИЗОНТАЛЬНОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Специальность25.00.15- Технология бурения

иосвоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 2004

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования Санкт-Петербургском государственном горном институте имени Г.В.Плеханова (техническом университете) и в Тюменском отделении Сургутского научно-исследовательского и проектного института (ТО СургутНИПИнефть).

Научныйруководитель -доктор технических наук

ЮрийАркадьевичНифонтов

Официальныеоппоненты: доктор технических наук, профессор

Юрий Тимофеевич Морозов,

кандидат технических наук

ТатьянаНикитичнаНестерова

Ведущая организация - ООО «ТюменНИИГипрогаз».

Защита диссертации состоится 23 декабря 2004 г. в 14 ч 30 мин на заседании диссертационного совета Д 212.224.02 при Санкт-Петербургском государственном горном институте имени Г.В.Плеханова (техническом университете) по адресу: 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2, ауд. 1303.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Санкт-Петербургского государственного горного института.

Автореферат разослан 19 ноября 2004 г.

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ диссертационного совета

д.т.н., профессор ^иж*-*--'-'-'^'^Н.И.НИКОЛАЕВ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. На данном этапе разработки месторождений в Западной Сибири наблюдается устойчивая тенденция к снижению доли крупных месторождений, вовлекаемых в эксплуатацию, ухудшению структуры запасов, возникновению необходимости вовлечения в разработку низкопроницаемых сложнопостроенных залежей. В связи с этим освоение новых технологий, позволяющих повысить показатели разработки, коэффициенты нефтеизвлечения, является первоочередной задачей. Наиболее перспективным направлением по вовлечению в промышленную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти является создание систем разработки нефтяных месторождений с использованием горизонтальных скважин (ГС).

В ОАО «Сургутнефтегаз» наибольшее развитие горизонтальное бурение получило на Федоровском месторождении, где на данный момент пробурено более 400 скважин, с целью вовлечения в разработку нефтегазовой залежи пластов особенностью которой является наличие подошвенной воды и газовой шапки в кровле, ограниченная толщина его продуктивной части (8-12 м). Наибольшую сложность в процессе строительства горизонтальных скважин на пласты АС4-8 Федоровского месторождения представляет обеспечение траектории скважины в процессе ее проводки с высокой точностью в соответствии с проектными данными, особенно горизонтального участка ствола, ввиду его (как правило) близкого расположения от ВНК и ГНК.

Ограничения, предъявляемые к траектории горизонтального участка (ГУ) по азимуту и вертикали (продуктивной мощности пласта), определяют сложность практической реализации необходимого профиля ГУ (идеальный вариант наблюдается в том случае, когда горизонтальный участок скважины проходит только по нефтенасыщенной части пласта, не пересекая глинистых пропластков и не заходя в подошвенную воду или газовую шапку). В этой связи, эффективность применения ГС, в основном, зависит от длины продуктивной части пласта, вскрытой горизонтальным участком, а также способа заканчивания скважины, оборудования низа эксплуатационной колонны и других факторов, характеризующих совершенство вскрытия продуктивного пласта, что является весьма актуальной технико-технологической задачей. Решению данной задачи посвящены работы многих известных ученых и специалистов.

Проблема качественного вскрытия продуктивного пласта включает в себя широкий круг вопросов, хотя до настоящего времени понимается довольно ограниченно - главным образом уделяется внимание буровым растворам, минимально снижающим проницаемость приза-бойной зоны пласта, и используется наиболее доступный для изменения фактор - обработка буровых растворов с целью снижения водоотдачи. Одним из направлений по уменьшению отрицательного влияния фильтрата бурового раствора на призабойную зону пласта является снижение времени контакта промывочной жидкости с горной породой, т.е. сокращение сроков строительства скважины.

Важнейшим резервом в реализации этой задачи является применение геолого-технических исследований (ГТИ), проводимых в процессе бурения горизонтальных скважин и способных решать комплекс геологических и технических задач, направленных на оперативное выделение в разрезе бурящейся скважины перспективных на нефть и газ пластов-коллекторов.

Целью работы является повышение качества вскрытия продуктивного пласта и сокращение сроков строительства горизонтальных скважин.

Идея работы заключается в использовании результатов комплекса геолого-технических исследований, проводимых непосредственно в процессе бурения для оперативного управления процессом строительства скважины.

Задачи исследования. Для достижения поставленной цели были поставлены следующие задачи:

• Анализ применяемых методов изучения разреза скважины в процессе бурения с целью привязки точки входа в пласт;

• Анализ результатов изучения разреза скважин на Федоровском месторождении;

• Оценка степени заглинизированности коллектора и засоренности призабойной зоны пласта;

• Обоснование методики определения точки входа ствола горизонтальной скважины в продуктивную часть залежи на примере пласта АС4-8 Федоровского месторождения.

Методика исследований включает в себя анализ и интерпретацию геолого-технической информации, полученной при бурении горизонтальных скважин на пласт АС^ Федоровского месторождения с использованием как стандартных, так и специально созданных методик. Статистическая обработка результатов изучения геологического разреза

скважин в процессе бурения проводилась с использованием ПК с помощью современного программного обеспечения.

Основные научные результаты, полученные лично автором:

• граничные условия оперативного разделения геологического разреза горизонтальной скважины коллектор - непроницаемая порода в зависимости от диапазона изменения относительного коэффициента буримости;

• анализ качества вскрытия и оценка проницаемости продуктивной залежи в зависимости от степени заглинизированности, определенной по материалам механического каротажа;

• результаты интерпретации материалов геолого-технических исследований по предлагаемой методике имеют точность, сопоставимую с результатами традиционных геофизических исследований скважин.

Научная новизна работы заключается в установлении взаимосвязи факторов, определяющих местоположение точки вхождения ствола горизонтальной скважины в продуктивный пласт, позволяющих обеспечить оперативное управление профилем горизонтального участка.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций

определяются высокой степенью сходимости результатов интерпретации материалов геолого-технического каротажа в процессе бурения скважины с результатами традиционных геофизических исследований.

Реализация результатов работы. Результаты исследований реализованы в виде методики оперативного определения точки вхождения ствола горизонтальной скважины в продуктивную часть залежи. Разработанный методический подход был использован для оптимизации технологических параметров бурения одной горизонтальной скважины на Федоровском месторождении ОАО «Сургутнефтегаз» и для оценки качества вскрытия группы продуктивных пластов АС4-8.

Практическая значимость работы. В процессе исследований получены следующие имеющие практическую ценность результаты.

1. Выполнено обоснование методики определения точки вхождения ствола горизонтальной скважины в продуктивную часть группы пластов АС4-8;

2. Разработан комплекс рекомендаций по применению материалов геолого-технических исследований для оптимизации технологических параметров процесса бурения горизонтальных скважин, оценки качества вскрытия продуктивного горизонта, управлению траекторией

горизонтального участка и выбора интервала установки фильтров (участков перфорации).

Апробация работы. Отдельные аспекты диссертационной работы обсуждались и докладывались на второй Всероссийской научно-технической конференции «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий» (Тюмень, ТюмГНГУ, 2000 г.); на Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса» (Тюмень, ТюмГНГУ - ДООО «Бургаз», 2000 г.); на семинаре по программе 5 FP Европейской Комиссии «Новые технологии ремонта нефтяных и газовых скважин» (Тюмень, Тюменский Нефтегазовый Центр РЕНА, 2001 г.); на Всероссийской научно-практической конференции «Геолого-технологические исследования - информационное ядро новых интегрированных технологий исследования нефтегазовых скважин» (Тверь, ОАО НПП «ГЕРС», 2002 г.).

Публикации. Основные положения работы изложены в 9 научных статьях, опубликованных в специализированных научно-технических сборниках.

Объем и структура диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и содержит 177 страниц, в том числе 13 рисунков и 29 таблиц. К тексту прилагается список литературы из 105 наименований.

Автор приносит свою признательность и глубокую благодарность своему Учителю к.т.н. Харламову К. Н., своему научному руководителю д.т.н., профессору Нифонтову Ю. А., а так же д.т.н., профессорам Горшкову Л. К., Зозуле Г. П., Николаеву Н.И., опытным производственникам Диниченко И. К., Башкировой О. Н. и др. за помощь и содействие в выполнении работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приводится общая характеристика работы, обосновывается ее актуальность, определена цель, идея, научная новизна и практическая ценность работы.

В первой главе выполнен анализ применяемых методов изучения геологического разреза скважины в процессе бурения, приведена геологическая характеристика и состояние разработки Федоровского месторождения с использованием горизонтальных скважин.

Во второй главе проведен анализ и интерпретация геолого-технической информации, полученной при бурении группы пластов АС^8 на Федоровском месторождении, выполнена их статистическая обработка, дана оценка степени заглинизированности по материалам механического каротажа.

В третьей главе разработана и обоснована методика оперативного управления процессом строительства горизонтального ствола скважины, проведена сравнительная оценка результатов интерпретации геолого-технической информации и материалов стандартного каротажа, выполнен анализ качества вскрытия продуктивного пласта.

В четвертой главе приведены результаты технической и эколо-го-экономической оценки результатов внедрения методики оперативного управления процессом строительства горизонтального ствола скважины.

Основные выводы и рекомендации отражают результаты выполненной диссертационной работы.

ОСНОВНЫЕ ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Местоположение то чки вхождения ствола горизонтальной скважины в группу пластов АС4-8 Федоровского нефтегазового месторождения достоверно определяется с точностью 65- 70 % на основе результатов оперативного анализа и интерпретации материалов механического и газового каротажа, получаемых в процессе бурения.

Для получения материалов механического и газового каротажа фиксируются количественные показания следующих параметров: скорость бурения, продолжительность долбления с начала рейса, проходка на долото с начала рейса, суммарное содержание газа, компонентное содержание газа (метан, этан, пропан, бутан, пентан, гексан) с шагом квантования (регистрации) по глубине не более 2 м. Регистрация данных параметров осуществляется станцией ГТК «Разрез - 2», оборудованием и программным обеспечением (АРМ ГТИ, Geoscape), входящим в ее комплект. Информация с датчика проходки поступает на панель глубин, туда же поступает сигнал с выключателя «мертвого конца», установленного на неподвижном конце талевой системы. Датчики давления, веса инструмента, расхода промывочной жидкости на входе в скважину и на выходе из нее, уровня промывочной жидкости в приемных емкостях, турботахометра связаны каждый со своей измерительной

схемой, а далее с регистраторами в функции времени. Информация о давлении и весе инструмента на регистраторах преобразуется с помощью ретрансляторов и параллельно подается на регистраторы тех же параметров в функции глубин. Датчик разницы расходов промывочной жидкости связан с регистратором, имеющим встроенную измерительную схему. Регистратор ДМК связан с панелью глубин и блоком набора времени. Устройство служит для анализа отдельных операций процесса бурения. Регистрация параметров инклинометрии осуществляется с помощью телеметрической системы фирмы «Sperry-Sun».

Для определения местоположения точки вхождения ствола горизонтальной скважины в группу пластов АС,^ Федоровского нефтегазового месторождения необходимо провести литологическое расчленение геологического разреза скважины и определение характера насыщения пластов-коллекторов по методу продолжительности (скорости) бурения с привлечением материалов газового каротажа.

В настоящее время наиболее совершенным (с точки зрения представления конечной информации) является способ регистрации кривой продолжительности бурения при проведении детального механического каротажа (ДМК) на станциях АСПБ. Анализируя кривую продолжительности бурения (фиксируется время необходимое для бурения одного метра горной породы) можно провести литологическое расчленение геологического разреза скважины. Данный метод литологического расчленения широко применяется на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз», однако имеет ряд недостатков. Результаты механического каротажа, даже отражающие истинное углубление долота на забое, в их исходном виде не всегда могут применяться для решения задачи оперативного выделения пластов - коллекторов. Основной причиной этого является закономерный износ долота к концу долбления и сопутствующее ему снижение механической скорости бурения в одинаковых по физико - механическим свойствам горных породах.

Более надежным способом литологического расчленения разреза скважины явилось использование относительного коэффициента бури-мости (Кб о), учитывающего тип долота (его размер и закономерный износ к концу долбления), нагрузку на долото, расход бурового раствора и ряд других параметров. Выражение относительного коэффициента буримости имеет вид:

где, УАИ - скорость бурения за шаг квантования, м/ч;

Тд - продолжительность долбления с начала рейса, ч;

Нд - проходка на долото с начала рейса, м.

Для более точного определения Кв_0 необходимо использовать их средние значения, которые позволяют обобщить показатели, установить закономерность изменения изучаемого явления. При расчете средних величин происходит сглаживание различий в величинах признака, которые возникли по различным причинам в отдельных наблюдениях. Средние показатели - наиболее типичные, отображающие объективное свойство явления.

Согласно методам математической статистики определяются средние величины перемещаясь по дискретному ряду значений относительного коэффициента буримости и определяя для каждого количества точек (р) среднее арифметическое значение по следующей формуле:

Чтобы определить число точек (р), для которых определяется средняя величина, необходимо выяснить какой минимальный литоло-гический интервал (пласт, пропласток) необходимо вычленить в общем геологическом разрезе, вскрытом горизонтальной скважиной. Т.к. основной продуктивной частью является группа пластов 8,залегающая на глубине ~ 1880 м, то геологический разрез рассматривался с 1500 м. (вышележащие горизонты не представляли интереса в данных исследованиях) до пересечения стволом скважины кровли проницаемого пласта АС4-8+ 50 метров (точка входа в пласт).

Наименьшим по мощности является непроницаемый пропласток между пластами АС4 И АС5_в, что определило количество точек (р) исходя из условия идентификации данного пропластка по материалам механического каротажа (Кб.оср). Во внимание был принят и тот факт, что при бурении эксплуатационных горизонтальных скважин на группу пластов АС5.8 Федоровского месторождения данный пропласток пересекается стволом скважины под зенитным углом не менее 70 град. Это указало на то, что фактически пропласток вскрывается минимум на 3 метра по стволу скважины. Что и было принято за основу при расчете числа точек осреднения (р). Т.к. исходные данные были зарегистрированы с интервалом глубин 0.4 м, то для идентификации пропластка

мощностью 3 м оказалось достаточно 8 точек. Для достижения достоверности выявления пропластков было добавлено по пять точек из выше- и нижележащих пластов.

Однако, в процессе исследований было установлено, что анализ значений Кб.о.ср (при р=18) позволяет провести литологическое расчленение разреза только до входа ствола скважины в горизонтальный участок, а чтобы судить о степени заглинизированности пласта при бурении по горизонту необходимо увеличить число точек осреднения. Обработка материалов ГТИ собранных при бурении 20 горизонтальных скважин на Федоровском месторождении, позволила получить числовые значения относительного коэффициента буримости для построения зависимости изменения Кб.о.ср относительно забоя скважины. На основе анализа числовых значений усредненного относительного коэффициента буримости при сопоставлениями с материалами стандартного каротажа установлено, что в алымских глинах диапазон изменения в основном составил от 2 до 4 единиц, который был принят за базовый (опорный) для определения литологического строения разреза по дальнейшим колебаниям значений

Для повышения качества идентификации пластов был привлечен анализ материалов газового каротажа, основанного на исследовании количества и состава газа в промывочной жидкости, эвакуированной из скважины измерении ряда параметров, характеризующих режим бурения скважин, и переходе от этих параметров к количеству и составу газа в пласте, вскрытом скважиной. Результаты газового каротажа (количественный и компонентный состав газа) позволяют судить о характере насыщения пласта тем самым судить о том, какая часть пласта (га-зонасыщеная, нефтенасыщеная, водонасыщеная) вскрыта стволом скважины (геологические задачи). Современное развитие газоанализи-руещей аппаратуры и многочисленный опыт использования газового каротажа при бурении скважин позволяет говорить о достаточной надежности (65-70 %) данного метода при определении количества и состава газа вынесенного на поверхность промывочной жидкостью.

Состав углеводородного газа определяется путём идентификации компонентов подходящим методом анализа: в потоке - спектрометрически, с использованием селективных детекторов; отбором проб с последующим определением содержания углеводородов хроматографически. В составе газа определяются компоненты (по мере возрастания их молекулярной массы): метан, этан, пропан, изо-бутан, бутан, изо-пентан,

пентан, остаток Сб+, представляющий собой суммарное количество тяжёлых углеводородов, растворённых в газе.

Результаты анализа компонентного состава сепарированного газа с разной глубины позволяют сделать выводы о характере насыщающих выбранную отметку флюидов. Это позволяет оперативно и с достаточной для практики точностью определить точку вхождения в пласт, так как тяжелые газы появляются только из насыщенной части пласта. Более точно определяется характер насыщения пласта по отношению количественного содержания метана к сумме количественных содержаний тяжелых газов

с#4

Гцта

■,[б/Р]

(3)

ед0+с5#12+с6ни

где, СН4 - содержание метана в буровом растворе, %; С4Н10 - содержание бутана, %; С5Н12 - содержание пентана, Ц]4 - содержание гексана, %.

Анализ распределения результатов расчета Го™ по характеру насыщения продуктивных пластов горизонтальных скважин, пробуренных на Федоровском месторождении, позволяет оценить характер их насыщения: для пласта АС4: газ - свыше 400, газ + нефть - до 400; для пласта АС5.8: газ - свыше 250, газ + нефть - от 110 до 250, нефть - до 110.

Окончательный выбор точки вхождения в пласт на основе данных газового каротажа выполняется путем интерпретации данных о содержании газа в водонасыщенной части по резкому увеличению содержания гексана с одновременным уменьшением

Таким образом, оперативное определение точки вхождения ствола горизонтальной скважины в группу продуктивных пластов АС4.а Федоровского месторождения с достаточной для практики точностью определяется на основе интерпретации результатов проведения механического и газового каротажа (рисунок 1).

2. Оперативное управление профилем горизонтального участка скважины возможно на основе оценки степени «заглинизирован-ности» группы пластов АС^, выполненной по результатам анализа механического каротажа в процессе бурения.

При бурении горизонтального участка добывающей скважины на Федоровском месторождении провести литологическое расчленение по показаниям относительного коэффициента буримости достаточно затруднительно из-за часто переслаивающегося сложно

труднительно из-за часто переслаивающегося сложно построенного геологического разреза. Диапазон изменений значений К^ о ср на горизонтальном участке достаточно велик, что указывает на неоднородность горных пород пересекаемых стволом скважины. Исследованиями установлено, что большие показания Кб.оср фиксируются в том случае когда продуктивный пласт представлен крупнозернистым высоко проницаемым песчаником, и наоборот с увеличением в литологическом составе слабопроницаемых или абсолютно непроницаемых (условно глинистых) фракций значения Кбоср уменьшаются. Сложность оценки степени заглинизированности пласта - коллектора по значениям при р=18 (количество усредняемых значений) заключаются в наличии большого количества пиковых значений с различной амплитудой, увеличение числа «р» для сглаживания резких колебаний графических показаний Для определения оптимального значения «р» необходимо ввести в рассмотрение показатель, называемый порогом чувствительности, изменение которого характеризовало бы изменение степени заглинизированности пласта и как следствие изменение проницаемости коллектора.

1 - легкие газы

2 • тяжелые газы

Рисунок 1 - Пример определения точки вхождения ствола горизонтальной скважины в группу пластов

При анализе материалов механического каротажа основной характеристикой заглинизированности пласта являются показания отно-

сительного коэффициента буримости, который находится в прямой зависимости от механической скорости бурения. В связи с этим появляется необходимость в оценке степени влияния потерь нагрузки (за счет сил трения) на механическую скорость при бурении горизонтального участка. Для этой цели проведен расчет (с использованием программного обеспечения «Landmark») потерь нагрузки при бурении горизонтального участка (условно прямолинейного) длиной 600 метров. При проведении расчета были приняты следующие условные допущения: искривление ствола скважины проходит в одной вертикальной плоскости; осевая нагрузка на долото доходит без потерь до начала горизонтального участка; КНБК является типовой при бурении горизонтальных участков скважин на Федоровском месторождении. В результате расчетов построена диаграмма (рисунок 2) распределения потерь нагрузки по длине горизонтального участка.

Рисунок 2

- Распределение потерь нагрузки при бурении горизонтального участка.

Из характера изменения потерь нагрузки по горизонтальному участку видно, что до отметки 2660 м наблюдается почти линейная зависимость (потери достигают 22,5 кН), а дальше происходит резкое увеличение и на отметке 2700 м потери нагрузки за счет сил трения КНБК и бурильных труб о стенки скважины составляют 30 кН. Данные потери в процессе бурения могут быть компенсированы за счет снижения веса на крюке и включением в состав бурильной колонны утяжеленных бурильных труб.

Влияние потерь нагрузки на показания относительного коэффициента буримости (механическую скорость) определено путем расчета механической скорости бурения (при условии объемного разрушения горных пород) и последующего ее сравнения с фактическими промысловыми данными.

Выражение механической скорости, по формуле Г.А. Кулябина, имеет вид:

где, БК - площадь контакта вооружения долота с забоем, м2

Кд - коэффициент динамичности приложения 03

п - количество оборотов долота, об/мин

/¿,п - коэффициент трения (сопротивления) вооружения долота о

горную породу

1„ - шаг зубьев долота по периферийным венцам, м

При бурении горизонтальных участков 20 скважин использовались долота как с фрезерованным вооружением шарошек (С-ГБ-Я192, С-ГВУ-К190), так и со вставным вооружением (МЗ-ГВ-Ш55, МЗ-ГВУ-Я206). Согласно расчетов, проведенных по вышеуказанным формулам, показания механической скорости бурения характеризующие объемное разрушение горных пород, слагающих пласт АС5-6 составляют:

- для долот с фрезерованным вооружением - 33.13 м/ч

- для долот со вставным вооружением - 22.17 м/ч

Установлено, что при бурении пластов группы АС5-8 наблюдается

процесс объемного разрушения горных пород за счет поддержания достаточной нагрузки на долото путем включения в состав бурильной колонны утяжеленных бурильных труб (устанавливаются из расчета не выхода из кондуктора за один рейс долота), при этом значения факти-

ческой механической скорости бурения колебались в пределах 25-170 м/ч, в непроницаемых пропластках снижаясь до 4.4-19 м/ч.

Полученные закономерности позволили разработать технологические решения по управлению трассой (профилем) горизонтального участка скважины, заключающихся в комплексе последовательных корректирующих мероприятий по изменению вертикали участка в процессе дальнейшего углубления скважины.

Необходимость внесения корректирующих мероприятий наступает в случае появления хотя бы одного из следующих признаков:

- снижение механической скорости бурения до 12 м/ч при условии, что шарошечное долото не отработало своего ресурса;

- отсутствие поступления газа в буровой раствор на данной отметке пласта;

- горизонтальный ствол скважины вошел в газонасыщенную или водонасыщенную часть продуктивного пласта;

- отклонение параметров бурового раствора от значений, предусмотренных проектом на строительство скважины.

Для изменения вертикальной отметки горизонтального участка необходимо выполнение следующих технологических мероприятий:

- изменение режима бурения с роторно-турбинного на направленный (турбинный);

- применение ВЗД с углом перекоса не менее 1 град. 20 мин;

- использование долот с фрезерованным вооружением;

- включение в состав бурильной колонны утяжеленных бурильных труб, которые устанавливаются из расчета невыхода из кондуктора за один рейс.

Для обеспечения проектных параметров промывочной жидкости используется комплекс мероприятий, направленный на управление свойствами бурового раствора.

3. Оценка качества вскрытия группы продуктивных пластов ЛС4_8 с достаточной для практических целей точностью осуществляется на основе данных совместной интерпретациирезул ьтатов газового имеханического каротажа, являющихся критериями выбо-раучастковустановки фил ьтров (интервал ов перфорации).

Определение качества вскрытия (степени загрязненности) продуктивного пласта было проведено по результатам анализа материалов газового каротажа. Т.к. газовый каротаж представляет собой анализ газа, выносимого буровым раствором, и его отсутствие (крайне малое

содержание) указывало на то, что либо ствол скважины вошел в непроницаемые породы, но в этом случае показания Кб.о.ср должны иметь минимальные значения, либо призабойная зона засорена фильтратом бурового раствора, мелкими частичками горной породы и т.д. Для проведения анализа были построены совмещенные графики Кб.0Ср и компонентного состава газа при бурении горизонтальных участков рассматриваемых скважин. Основным критерием оценки степени засоренности пласта являлось выявление момента резкого снижения компонентного газосодержания (особенно тяжелых газов, характеризующих нефтена-сыщенную часть пласта) с неизменными либо мало меняющимися показаниями Кб.о.ср (осредненного по 50 точкам). Другой немаловажной задачей, которую позволил решать анализ совмещенных графиков явилась возможность выявления нефтенасыщенных интервалов перспективных для последующей установки фильтров (или интервалов перфорации). Основываясь на сравнительном анализе фактических материалов с результатами интерпретации были построены диаграммы изменения дебита и обводненности в зависимости от фактических интервалов перфорации (установки фильтров) и от прогнозируемых (идентифицированных по выше описанным принципам) нефтенасыщенных интервалов (рисунок 3).

Анализ полученных графических зависимостей оказался затруднителен, поэтому в каждом графике определена линия тренда, позволяющая проследить общую закономерность изменения анализируемого явления в зависимости от изменения влияющих на него факторов и сделать следующие заключения.

1. Увеличение фактического интервала перфорации (по промысловым данным) ведет к незначительному увеличению дебита.

2. Чем длиннее прогнозируемый нефтенасыщенный участок, идентифицированный с привлечением материалов газового каротажа (оценка степени засоренности пласта) тем выше дебит скважины и тем ниже обводненность продукции.

После проведения интерпретации материалов механического и газового каротажей, полученных в процессе бурения скважин дана их сравнительная оценка с заключениями, выданными трестом «Сургут-нефтегеофизика» (по материалам стандартного каротажа).

В качестве основного критерия соответствия результатов интерпретации выданным заключениям было принято отношение длины интервала ствола скважины, где данные полностью совпадают, к общей

длине анализируемого интервала (интервал проведения стандартного каротажа после бурения).

Рисунок 3 - Диаграммы изменения дебита и обводненности

Таким образом, результаты исследований позволяют сделать следующие выводы.

1. Данные «успешности» механического каротажа говорят о том, что предложенный метод интерпретации материалов позволяет с точностью не менее 85 % провести литологическое расчленение геологического разреза скважины в реальном времени бурения (определить точку вхождения ствола горизонтальной скважины в продуктивный пласт).

2. Данные интерпретации газового каротажа могут быть использованы как критерий оценки качества вскрытия продуктивного пласта (чем выше «успешность» газового каротажа тем выше дебит и ниже обводненность скважины).

3. Низкий % «успешности» газового каротажа говорит о том, что продуктивный пласт закупорен фильтратом бурового раствора, мелкими частицами горной породы и т.д. (растворенный в нефти газ не по-

ступает в промывочную жидкость) и указывает на необходимость внедрения мероприятий, направленных на повышение качества вскрытия пласта (применение биополимерных растворов, бурение на депрессии, повышение качества очистки промывочной жидкости и др.).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполненных исследований предложена методика определения точки вхождения ствола горизонтальной скважины в продуктивную часть залежи. При этом установлено что:

1. Степень предварительной изученности геологического разреза и характера насыщения пластов оказывает непосредственное влияние на основные качественные параметры строительства горизонтальной скважины, т.е. оперативное литологическое расчленение разреза и определение характера насыщения пластов в процессе бурения с вероятностью не менее 85 % становится возможным только после детального рассмотрения геологической информации района проведения работ.

2. Оперативно определить точку вхождения ствола горизонтальной скважины в группу продуктивных пластов АС Федоровского месторождения можно по следующим признакам:

1). Пласт АСд

- увеличение значений осредненного коэффициента буримости относительно интервала залегания алымских глин не менее чем в 1.5 раза;

- наличие в промывочной жидкости легких газов (метан, этан, пропан) с одновременным отсутствием или малым наличием газов тяжелых фракций (бутан, пентан, гексан);

- характер насыщения пласта определяется отношением метана к сумме тяжелых газов и составляет: газ - свыше 400, газ + нефть - до 400.

2). Пласт

- обязательное пересечение стволом скважины пропластка между пластами (зенитный угол ствола скважины должен быть менее 85 град);

- увеличение значений осредненного коэффициента буримости относительно интервала залегания непроницаемого пропластка, разделяющего пласты не менее чем в 1.5 раза;

- появление или увеличение содержания тяжелых газов в буровом растворе относительно показаний данных параметров, зарегистрированных в пласте АС4;

- характер насыщения пласта определяется отношением метана к сумме тяжелых газов и составляет: газ - свыше 250, газ + нефть - от 110 до 250, нефть-до 110.

3. Оценка степени заглинизированности пласта по материалам механического каротажа дает возможность оперативной оптимизации профиля горизонтального участка при снижении механической скорости бурения в среднем до 12 м/час.

4. Использование совместной интерпретации результатов газового и механического каротажа для определения интервалов установки фильтров позволяет повысить качество эксплуатации скважины (оптимизировать приток).

5. Предложенный метод оперативной интерпретации результатов газового и механического каротажа для определения точки вхождения ствола скважины в пласт позволяет сократить сроки строительства скважины и тем самым снизить ее стоимость на 150 тыс. руб./скв

Основные положения диссертации отражены в следующих работах:

1.Подкорытов О.Н. Проектирование профиля наклонно направленной, пологой и горизонтальной скважины пространственного типа. / О.Н. Подкорытов, Г.П. Зозуля, В.М. Шенбергер, Я.А. Шумаков, К.Н. Харламов, В. Г. Долгов, Д. В. Молоданов // Изв. Вузов. Нефть и газ. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2000 г., № 4. - с.32-38.

2. Долгов В.Г. Об оценке качества инклинометрии при бурении горизонтальных скважин. / В.Г. Долгов, О.Н. Подкорытов, Г.П. Зозуля, В.М. Шенбергер, Д.В. Молоданов, Д.А. Козодеев, А.В. Зонов // Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий. Сб. докладов второй Всероссийской научно-технической конференции. Тюмень, ТюмГНГУ, 2000 г. - с.44-48.

3. Шенбергер В.М. Оценка фактических пространственных траекторий горизонтальных скважин. / В.М. Шенбергер, Г.П. Зозуля, К.Н. Харламов, О.Н. Подкорытов, Д.А. Козодеев // Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса. Сб. докладов

Всероссийской научно-технической конференции. Тюмень, ТюмГНГУ-ДОО «Бургаз», 2000 г. - с.96-98.

4. Долгов В.Г. Направления и проблемы совершенствования бурения горизонтальных скважин / В.Г. Долгов, Г.П. Зозуля, О.Н. Подко-рытов, Д.В. Молоданов, Д.А. Козодеев // Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для ЗападноСибирского нефтегазодобывающего комплекса. Сб. докладов Всероссийской научно-технической конференции. Тюмень, ТюмГНГУ-ДОО «Бургаз», 2000 г. - с.99-100.

5. Подкорытов О.Н. Строительство боковых стволов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». Основные направления и перспективы // Новые технологии ремонта нефтяных и газовых скважин. Сб. трудов семинара по программе 5 БР Европейской Комиссии. Тюмень: Тюменский Нефтегазовый Центр РЕНА, 2001 г. - с.45-48.

6. Гауф В.А. Бурение боковых горизонтальных стволов при ремонте скважин в Федоровском УПНП и КРС / В.А. Гауф, Г.П. Зозуля, В.М. Шенбергер, М.Г. Гейхман, О.Н. Подкорытов // Изв. Вузов. Нефть и газ. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2001 г., №6. - с.65-70.

7. Шенбергер В.М. Разработка и совершенствование системы промывки дополнительных стволов, сооружаемых из эксплуатационных скважин / В.М. Шенбергер, К.Н. Харламов, В.А. Гауф, Е.А. Усачев, О.Н. Подкорытов // Изв. Вузов. Нефть и газ. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2002 г.,№2.-с.20-24.

8. Подкорытов О.Н. Использование ГТИ для решения проблем строительства горизонтальных скважин на Федоровском месторождении ОАО «Сургутнефтегаз» / О.Н. Подкорытов, К.Н. Харламов // Геолого-технологические исследования - информационное ядро новых интегрированных технологий исследования нефтегазовых скважин. Сб. трудов Всероссийской научно - практической конференции. Тверь: ОАО НПП «ГЕРС», 2002 г. - с.60-62.

9. Нифонтов Ю.А. Импортозамещающие полимерные композиции для бурения нефтяных и газовых скважин/ Ю.А. Нифонтов, Н.И. Николаев, О.Н. Подкорытов, Д.А. Дернов //Народное хозяйство Республики Коми, т. 13. № 1-2, Воркута-Ухта-Сыктывкар, 2004, с. 45-48.

РИЦСПГГИ. 11.11.2004.3.510. Т. 100 экз 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2

\ПЪ7%1

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Подкорытов, Олег Николаевич

Введение.

1 Анализ применяемых методов изучения разреза скважины в процессе бурения.

1.1 Геологическая характеристика Федоровского месторождения (группы пластов АС).

1.2 Состояние разработки группы пластов АС4.8 Федоровского месторождения с использованием горизонтальных скважин.

1.3 Отрицательное влияние буровых растворов на ПЗП.

1.4 Изучение разреза скважины в процессе бурения.

Выводы по главе.

2 Анализ результатов изучения геологического разреза, полученных в процессе бурения скважин на Федоровском месторождении.

2.1 Основные задачи, решаемые на основе геолого-технической информации, получаемой в процессе строительства скважины.

2.2 Анализ и интерпретация геолого-технической информации, полученной при бурении скважин на группу пластов АС4-8 Федоровского месторождения.

2.2.1 Литологическое расчленение разреза скважины в реальном времени бурения и определение характера насыщения пластов.

2.2.2 Оценка степени заглинизированности пласта по материалам механического каротажа.

2.3 Обоснование направления и основных задач исследований.

Выводы по главе.

3 Разработка и обоснование методики оперативного управления процессом строительства горизонтального ствола скважины.

3.1 Критический анализ применяемых методов получения информации в процессе строительства горизонтального ствола скважины.

3.2 Сравнительная оценка результатов интерпретации геолого-технической информации и материалов стандартного каротажа.

3.2.1 Сравнительный анализ результатов механического и стандартного каротажей.

3.2.2 Сравнительный анализ результатов газового и стандартного каротажей.

3.2.3 Оценка соответствия результатов интерпретации ГТИ материалам стандартного каротажа и анализ качества вскрытия продуктивного пласта.

3.3 Разработка методики оперативного управления процессом строительства горизонтального ствола скважины.

Выводы по главе.

4 Технико-экономическая оценка полученных результатов.

4.1 Оценка эффективности обеспечения ФС коллектора в результате внедрения методики оперативного управления процессом строительства горизонтального ствола скважины.

4.2 Экологический эффект от внедрения предложенных технологических решений.

4.3 Экономический эффект от внедрения предложенных технологических решений.

Выводы по главе.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Обоснование методики оперативного управления процессом строительства горизонтального ствола скважины"

Актуальность темы. На данном этапе разработки месторождений в Западной Сибири наблюдается устойчивая тенденция к снижению доли крупных месторождений, вовлекаемых в эксплуатацию, ухудшению структуры запасов, возникновению необходимости вовлечения в разработку низкопроницаемых сложнопостроенных залежей. В связи с этим освоение новых технологий, позволяющих повысить показатели разработки, коэффициенты нефтеизвлечения, является первоочередной задачей.

Наиболее перспективным направлением по вовлечению в промышленную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти является создание систем разработки нефтяных месторождений с использованием горизонтальных скважин (ГС).

В ОАО «Сургутнефтегаз» наибольшее развитие горизонтальное бурение получило на Федоровском месторождении, где на данный момент пробурено более 400 скважин, с целью вовлечения в разработку нефтегазовой залежи пластов АС4.8 особенностью которой является наличие подошвенной воды и газовой шапки в кровле, ограниченная толщина его продуктивной части (8 -12 м).

Наибольшую сложность в процессе строительства горизонтальных скважин на пласты АС4.8 Федоровского месторождения представляет обеспечение траектории скважины в процессе ее проводки с высокой точностью в соответствии с проектными данными, особенно горизонтального участка ствола, ввиду его (как правило) близкого расположения от ВНК и ГНК.

Ограничения, предъявляемые к траектории горизонтального участка (ГУ) по азимуту и вертикали (продуктивной мощности пласта), определяют сложность практической реализации необходимого профиля ГУ (идеальный вариант наблюдается в том случае, когда горизонтальный участок скважины проходит только по нефтенасыщенной части пласта, не пересекая глинистых пропластков и не заходя в подошвенную воду или газовую шапку).

В этой связи, эффективность применения ГС, в основном, зависит от длины продуктивной части пласта, вскрытой горизонтальным участком, а также способа заканчивания скважины, оборудования низа эксплуатационной колонны и других факторов, характеризующих совершенство вскрытия продуктивного пласта, что является весьма актуальной технико-технологической задачей. Решению данной задачи посвящены работы многих известных ученых и специалистов.

Проблема качественного вскрытия продуктивного пласта включает в себя широкий круг вопросов, хотя до настоящего времени понимается довольно ограниченно - главным образом уделяется внимание буровым растворам, минимально снижающим проницаемость призабойной зоны пласта, и используется наиболее доступный для изменения фактор - обработка буровых растворов с целью снижения водоотдачи. Одним из направлений по уменьшению отрицательного влияния фильтрата бурового раствора на призабой-ную зону пласта является снижение времени контакта промывочной жидкости с горной породой, т.е. сокращение сроков строительства скважины.

Важнейшим резервом в реализации этой задачи является применение геолого-технических исследований (ГТИ), проводимых в процессе бурения горизонтальных скважин и способных решать комплекс геологических и технических задач, направленных на оперативное выделение в разрезе бурящейся скважины перспективных на нефть и газ пластов-коллекторов.

Целью работы является повышение качества вскрытия продуктивного пласта и сокращение сроков строительства горизонтальных скважин.

Идея работы заключается в использовании результатов комплекса геолого-технических исследований, проводимых непосредственно в процессе бурения для оперативного управления процессом строительства скважины.

Задачи исследования. Для достижения поставленной цели были поставлены следующие задачи:

• Анализ применяемых методов изучения разреза скважины в процессе бурения с целью привязки точки входа в пласт;

• Анализ результатов изучения разреза скважин на Федоровском месторождении;

• Оценка степени заглинизированности коллектора и засоренности при-забойной зоны пласта;

• Обоснование методики определения точки входа ствола горизонтальной скважины в продуктивную часть залежи на примере пласта АС48 Федоровского месторождения.

Методика исследований включает в себя анализ и интерпретацию геолого-технической информации, полученной при бурении горизонтальных скважин на пласт АС4.8 Федоровского месторождения с использованием как стандартных, так и специально созданных методик. Статистическая обработка результатов изучения геологического разреза скважин в процессе бурения проводилась с использованием ПК с помощью современного программного обеспечения.

Основные научные результаты, полученные лично автором:

• граничные условия оперативного разделения геологического разреза горизонтальной скважины коллектор - непроницаемая порода в зависимости от диапазона изменения относительного коэффициента буримости;

• анализ качества вскрытия и оценка проницаемости продуктивной залежи в зависимости от степени заглинизированности, определенной по материалам механического каротажа;

• результаты интерпретации материалов геолого—технических исследований по предлагаемой методике имеют точность, сопоставимую с результатами традиционных геофизических исследований скважин.

Научная новизна работы заключается в установлении взаимосвязи факторов, определяющих местоположение точки вхождения ствола горизонтальной скважины в продуктивный пласт, позволяющих обеспечить оперативное управление профилем горизонтального участка.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций определяются высокой степенью сходимости результатов интерпретации материалов геолого-технического каротажа в процессе бурения скважины с результатами традиционных геофизических исследований.

Реализация результатов работы. Результаты исследований реализованы в виде методики оперативного определения точки вхождения ствола горизонтальной скважины в продуктивную часть залежи. Разработанный методический подход был использован для оптимизации технологических параметров бурения одной горизонтальной скважины на Федоровском месторождении ОАО «Сургутнефтегаз» и для оценки качества вскрытия группы продуктивных пластов АС4-8 (приложение А).

Практическая значимость работы. В процессе исследований получены следующие имеющие практическую ценность результаты.

1. Выполнено обоснование методики определения точки вхождения ствола горизонтальной скважины в продуктивную часть группы пластов АС4.8;

2. Разработан комплекс рекомендаций по применению материалов геолого-технических исследований для оптимизации технологических параметров процесса бурения горизонтальных скважин, оценки качества вскрытия продуктивного горизонта, управлению траекторией горизонтального участка и выбора интервала установки фильтров (участков перфорации).

Апробация работы. Отдельные аспекты диссертационной работы обсуждались и докладывались на второй Всероссийской научно—технической конференции «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий» (Тюмень, ТюмГНГУ, 2000 г.;; на Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса» (Тюмень, ТюмГНГУ - ДООО «Бургаз», 2000 г.); на семинаре по программе 5 FP Европейской Комиссии «Новые технологии ремонта нефтяных и газовых скважин» (Тюмень, Тюменский Нефтегазовый Центр РЕНА, 2001 г.); на Всероссийской научно—практической конференции «Геолого-технологические исследования - информационное ядро новых интегрированных технологий исследования нефтегазовых скважин» (Тверь, ОАО НЛП «ГЕРС», 2002 г.).

Публикации. Основные положения работы изложены в 9 научных статьях, опубликованных в специализированных научно-технических сборниках.

Объем и структура диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций и содержит 177 страниц машинописного текста, в том числе 13 рисунков и 29 таблиц. К тексту прилагается список литературы из 105 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Подкорытов, Олег Николаевич

Выводы по главе

Проведенными исследованиями установлено, что сокращение времени контакта бурового раствора с проницаемым пластом ведет к снижению радиуса проникновения фильтрата в пласт.

Наиболее оптимальными методами утилизации буровых растворов является применение гумино-минерального концентрата и использование отработанных буровых растворов для повышения нефтеотдачи пластов.

Экономическая эффективность от внедрения результатов диссертационной работы составляет 15 150 ООО рублей.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполненных исследований предложена методика определения точки вхождения ствола горизонтальной скважины в продуктивную часть залежи. При этом установлено что:

1 Степень предварительной изученности геологического разреза и характера насыщения пластов оказывает непосредственное влияние на основные качественные параметры строительства горизонтальной скважины, т.е. оперативное литологическое расчленение разреза и определение характера насыщения пластов в процессе бурения с вероятностью не менее 85 % становится возможным только после детального рассмотрения геологической информации района проведения работ.

2 Оперативно определить точку вхождения ствола горизонтальной скважины в группу продуктивных пластов АС Федоровского месторождения можно по следующим признакам:

1) Пласт АС4

- увеличение значений осредненного коэффициента буримости относительно интервала залегания алымских глин не менее чем в 1.5 раза;

- наличие в промывочной жидкости легких газов (метан, этан, пропан) с одновременным отсутствием или малым наличием газов тяжелых фракций (бутан, пентан, гексан);

- характер насыщения пласта определяется отношением метана к сумме тяжелых газов и составляет: газ - свыше 400 ед., газ + нефть - до 400 ед.

2) Пласт АС5.6

- обязательное пересечение стволом скважины пропластка между пластами АС4 и АС56 (зенитный угол ствола скважины должен быть менее 85 град);

- увеличение значений осредненного коэффициента буримости относительно интервала залегания непроницаемого пропластка, разделяющего пласты АС4 и АС5б не менее чем в 1.5 раза;

- появление или увеличение содержания тяжелых газов в буровом растворе относительно показаний данных параметров, зарегистрированных в пласте АС4;

- характер насыщения пласта определяется отношением метана к сумме тяжелых газов и составляет: газ - свыше 250 ед., газ + нефть - от 110 ед. до 250 ед., нефть - от 30 ед. до 110 ед.

3 Оценка степени заглинизированности пласта по материалам механического каротажа дает возможность оперативной оптимизации профиля горизонтального участка при снижении механической скорости бурения в среднем до 12 м/час.

4 Использование совместной интерпретации результатов газового и механического каротажа для определения интервалов установки фильтров позволяет повысить качество эксплуатации скважины (оптимизировать приток).

5 Предложенный метод оперативной интерпретации результатов газового и механического каротажа для определения точки вхождения ствола скважины в пласт позволяет сократить сроки строительства скважины и тем самым снизить ее стоимость на 150 тыс.руб/скв

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Подкорытов, Олег Николаевич, Санкт-Петербург

1. Щукин И.С. Общая геоморфология. Том 1. Издательство МГУ, 1960, с. 195-334.

2. Шанцер Е.В. Очерки учения о генетических типах континентальных осадочных образований. Труды ГИ АН СССР, вып. 161, М.: 1966, с. 188-193.

3. ТЭО перевода разработки Федоровского месторождения на условия СРП. Отчет по НИР ТО «СургутНИПИнефть» Тюмень, 2000.

4. Халимов Э.М. Управление запасами нефти / Э. М. Халимов, В. К. Гомзи-ков, А. Я. Фурсов. -М.: Недра, 1991.

5. Баранов B.C. Глинистые растворы для бурения скважин в осложненных условиях. Гостоптехиздат, М. 1955.

6. Царевич К.А. Глинистые растворы в бурении / К. А. Царевич, Р. И. Щи-щенко, Б. Д. Бакланов. Азнефтеиздат.: Баку-Москва, 1935.

7. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М.: Недра, 1969. - 365с.

8. Амиян В.А. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов /Н. П. Васильева. М.: Недра.-1972. - 335 с.

9. Разработка и внедрение прогрессивных методов вскрытия, разобщения пластов и освоения скважин с целью повышения нефтеотдачи продуктивных коллекторов. Заключительный отчет по теме 38.77/022. Рук. Карпов В.М. СибНИИНП, Тюмень, 1979,352с.

10. Справочная книга по добыче нефти. М.: Недра, 1974, 704с.

11. Свихнушин Н.И. Влияние твердой и коллоидных фаз глинистого раствора на снижение проницаемости призабойной зоны. /Н.И. Свихнушин, В. Д. Тур// Бурение. 1965. - N1. С.22-24.

12. Алекперов В.Т. О кольматации проницаемых отложений при бурении скважин / В.Т. Алекперов, В.А. Никишин// Бурение,- 1972. N2. - С.36-38.

13. Алекперов В.Т. Кольматация проницаемых пластов в процессе бурения и ее последствия / В.Т. Алекперов, В.А. Никишин // Нефтяное хозяйство. 1972. -N8. - С.21-24.

14. Анализ качества строительства скважин. Отчет по договору Н.95.96. ТФ 33. Рук. Балуев А.А., ТО СургутНИПИнефть, Тюмень, 1996, 285 с.

15. Лукьянов Э.Е. Исследования скважин в процессе бурения. М.: Недра, 1979, 248 с.

16. Лукьянов Э.Е. Геолого — технические исследования в процессе бурения/ Э.Е. Лукьянов, В.В. Стрельченко. М.: Нефть и Газ, 1997. 677 с.

17. Лукьянов Э.Е. Изучение геологического разреза скважин в процессе бурения / Э.Е. Лукьянов, В.И. Саулей, И.П. Толстолыткин / РНТС ВНИИОЭНГ. Сер.: Бурение 1974. № 1. С. 5 9.

18. Симонов В.И. Определение зависимости механической скорости от режимных параметров // В кн.: Технология проводки скважин в условиях Западно Сибирской равнины. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1974, С. 15 - 18.

19. Кузнецов О.Л. Методические указания по проведению сейсмоаккустиче-ских наблюдений в процессе бурения скважин/ О.Л. Кузнецов, В.Н. Рукави-цын. М.: ВНИИЯГГ, 1982. 65 с.

20. Рукавицин В.Н. Контроль забойных параметров в процессе бурения скважин / ВНИИОЭНГ. М., 1987 (Обзорная информ. Сер.: Автоматизация и телемеханизация в нефтяной пром-ти). 42 с.

21. Гуреев И.Л. Жесткость пары «зуб долота забой» /И.Л. Гуреев, В. Е. Копылов / Тр. / ТюмИИ. Тюмень, 1974. Вып. 39. с. 107-109.

22. Дозоров Т.А. Исследование спектров колебаний, возникающих в процессе шарошечного бурения / Т. А. Дозоров, Б. Н. Кутузов // Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности, 1975. № 7. с. 19-23.

23. Потапов Ю. Ф. Исследование зависимостей показателей работы долот от параметров режима бурения / Ю.Ф. Потапов, В.Д. Моханько, П.Е. Шевалдин и др. М.: ОНТИ ВНИИОЭНГ, 1971. 63 с.

24. Чекалин JI.M. Газовый каротаж скважин и геологическая интерпретация его результатов. М.: Недра, 1965.

25. Померанц Л.И. Газовый каротаж. М.: Недра, Недра, 1982. 240 с.

26. Езерский Ю.Г. Оценка характера насыщения пласта по газонасыщенности его флюида (для нефтеносных районов) / Ю. Г. Езерский, А. Д. Никонов // Тр. БашНИПИнефть. Уфа, 1977. Вып. 7. с. 107-113.

27. Ильинский В.М. Геофизические исследования глубоких скважин/В. М. Ильинский, Ю. А. Лимбергер. М.: Недра, 1977. 170 с.

28. Черемисинов О.А. Состав природного газа по данным газометрии скважин/ О. А. Черемисинов, Н.Р. Шорохов. М.: Недра, 1975. 72 с.

29. Кулиев С.М. Температурный режим бурящихся скважин/ С. М. Кулиев, Б. И. Есьман, Г. Г. Габузов. М.: Недра, 1968. 134 с.

30. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтенасыщения горных пород. М.: недра, 1975. 344 с.

31. Проселков Ю.Н. Теплопередача в скважинах. М.: Недра, 1975.

32. Лаптев В.В., Славницкий Б.Н., Шадрин А.И. Автоматизированные системы сбора и обработки геолого-геофизической информации в процессе бурения скважин/ В.В. Лаптев, Б.Н. Славницкий, А.И. Шадрин. М.: ОНТИ ВНИИ-ОНГЭ, 1976.

33. Лукьянов Э.Е. Обоснование информативности и необходимого комплекса первичных преобразователей для системы ГТК турбинного бурения //Тр. / БашНИПИнефть. ВНИИНПГ. Уфа, 1983. Вып. 13.

34. Лукьянов Э.Е Оптимальная структура ИИС ГТИ // В сб.: Состояние и перспективы геолого геофизических и технологических исследований, проводимых в процессе бурения скважин (тез. докл. обл. научно практической конф.). Тюмень, 1987. С. 90 - 92.

35. Лукьянов Э.Е. Система «Сибирь» для непрерывного информационного обеспечения скоростного строительства скважин / Э.Е. Лукьянов, В.З. Гарипов и др. // В сб.: Докл. международной научно практической конф. стран — членов СЭВ. М.: Секретариат СЭВ, 1986.

36. Лукьянов Э.Е., Карнаухов М.Л. Геолого — технологическая программа изучения разрезов поисково разведочных скважин / Э. К. Лукьянов , М.Л. Карнаухов // Нефтяное хозяйство. - 1985. № 12.

37. Лукьянов Э.Е. Геологическая информативность технологических исследований скважин в процессе бурения // Геология нефти и газа. 1989. № 7.

38. Нестеров И.И. Теория и практика разведки месторождений нефти и газа / И.И. Нестеров, В.Б. Васильев, A.M. Волков и др. М.: Недра, 1985. 215 с.

39. Моисеенко А.С. Принципы построения, анализ и разработка информационно измерительных систем для исследования нефтяных и газовых скважининфракрасными методами: Автореф. дис. на соиск. учен, степени д-ра техн. наук. -М.: 1986. 45 с.

40. Лукьянов Э.Е. Повышение эффективности испытания скважин трубными испытателями / Э.Е. Лукьянов, М.Л. Карнаухов, В.М. Осадчий, В.Ф. Андропов // Нефтяное хозяйство. — 1986. №1.

41. Лукьянов Э.Е. Геолого технологические исследования в процессе бурения: Дис. на соиск. учен. Степени д-ра техн. наук. - М. 1990.

42. Лукьянов Э.Е. Исследование и разработка методических и технических средств оптимизации процесса бурения и оперативного выделения пластов -коллекторов. Дис. на соиск. учен, степени канд. техн. наук. — М.: 1981. 183 с.

43. Молчанов А.А. Измерение геофизических и технологических параметров в процессе бурения скважин. — М.: Недра, 1983, 189 с.

44. Исаченко В.Х. Инклинометрия скважин. М.: Недра, 1987. 216 с.

45. Гоинс У.К. Предотвращение выбросов /У.К. Гоинс, Р Шеффилд/ Пер. с англ. -М.: Недра, 1987. 288 с.

46. Шашков К.М. Влияние отрицательного перепада давления на механическую скорость проходки / К.М. Шашков, Н.А. Колесников/ В кн.: Разрушение горных пород при бурении скважин. Уфа.: Башкнигоиздат, 1973. 167 с.

47. Шевцов В.Д. Предупреждение газопроявлений и выбросов при бурении глубоких скважин. М.: Недра, 1988. 200 с.

48. Аветов Р.В. Испытание метода обнаружения газопрявлений в бурящихся скважинах / Р.В. Аветов, A.M. Ясашин / Нефтяное хозяйство. 1986. №8. С. 27 -32

49. Цейтлин С.Д. А. с. № 1155730. Способ определения параметров газированной пачки, движущейся в кольцевом пространстве газопроявляющей скважины / С.Д. Цейтлин, В.И. Иванников, А.В. Савенков.

50. Цейтлин С.Д. А. с. № 1209836 Способ раннего обнаружения газопроявлений при бурении скважины / С.Д. Цейтлин, А.В. Савенков и др.

51. Башина О.Э., Спирин А.А. Общая теория статистики/О.Э. Башина, А.А. Спирин -М.: «Финансы и статистика», 1999.

52. Длин A.M. Математическая статистика. -М.: «Высшая школа», 1975.

53. Адлер Ю.П. Планирование эксперимента при поиске оптимальных усло-вий/Ю.П. Адлер, Е.В. Маркова, Ю.В. Грановский. -М.: «Наука», 1976.

54. Румшинский J1.3. Математическая обработка результатов эксперимента. -М.: «Наука», 1971.

55. Кулябин Г.А. Технология углубления скважин на нефть и газ. Тюмень, Вектор Бук, 2001, 160с.

56. Дергач А.С. Технология информационного обеспечения процесса строительства и эксплуатации горизонтальных скважин//НТВ АИС «Каротажник», №35, 1997. С5-8.

57. Ерохин В.П. Опыт и проблемы строительства горизонтальных скважин/ В.П. Ерохин, H.JI. Щавелев, В.И. Наумов, Е.А. Фадеев//Бурение скважин, №9, 1997. С. 32-35.

58. Кабельная система для транспортировки каротажных приборов через полужесткий трубопровод. Проспект фирмы Халибартон (HLS), 1990.

59. Кивиренко В.М. Результаты эксплуатации месторождений Предкарпатья разветвленно — горизонтальными скважинами/ В.М. Кивиренко, В.И.Михалевич // Нефтяное хозяйство. №5, 1975, С. 70-72.

60. Кнедлер J1.E. К интерпретации материалов геофизических исследований в горизонтальных скважинах/ J1.E. Кнедлер, Я.С. Гайфулин и др., НТВ АИС «Каротажник» №21, 1996, с. 71-76.

61. Князев В.И. Опыт и проблемы геофизических исследований горизонтальных скважин. НТВ АИС «Каротажник», №34, 1997, с.97-99.

62. Корженевский А.Г. Проблемы качества системы информационного обеспечения горизонтального бурения в Удмуртии/А.Г. Корженевский,

63. Я.К.Нуретдинов, P.P. Хайретдинов. НТВ АИС «Каротажник», №34, 1997, с.27-33.

64. Королев В.А. О перспективах применения метода сканирующего бокового электромагнитного зондирования для электрометрии в горизонтальных скважинах. НТВ АИС «Каротажник» №21, 1996, с.76-78.

65. Леготин Л.Г. Анализ эффективности отечественных технологий геофизических исследований горизонтальных скважин/Л.Г.Леготин, A.M. Султанов. НТВ АИС «Каротажник», №24, 1996, с.59-66.

66. Леготин Л.Г. Метрологическое обеспечение АМК «Горизонт»/ Л.Г.Леготин, A.M. Султанов. НТВ АИС «Каротажник», №33, 1997, с. 106-111.

67. Лежанкин С.И. Комплексы исследований горизонтальных скважин геофизическими методами и вопросы методологии интерпретации их результатов. НТВ АИС «Каротажник», №21, 1996, с.25-28.

68. Лежанкин С.И. Особенности интерпретации результатов промыслово-геофизических исследований в горизонтальных скважинах/ С.И. Лежанкин, В.А. Рапин. -М.: ЕАГО, «Геофизика», №2, 1994.

69. Лобанов В.М. Проблемы метрологического обеспечения геофизических исследований в горизонтальных скважинах. НТВ АИС «Каротажник» №21, 1996, с.80-83.

70. Лукьянов Э.Е. Информационно — измерительные системы для геофизических исследований горизонтальных скважин. В учебном пособии «Скважинные геофизические информационно измерительные системы». — М.: Недра, 1996, 317с.

71. Лукьянов Э.Е. Состояние и перспективы развития геофизических исследований в горизонтальных скважинах (научно технический обзор). Тверь, АИС - НПГП «ГЕРС», 1994, ч. 1,73с., ч.2, 134с.

72. Лукьянов Э.Е. Аппаратурно методический комплекс для проведения ГИС в горизонтальных скважинах «АМАК - ОБЬ»/ Э.Е. Лукьянов, Р.Т. Хамат-динов, И.Ф. Попов, К.Н. Каюров. - НТВ АИС «Каротажник», №30, 1997, с.44-53.

73. Молчанов А.А. Перспективы применения информационно измерительной системы для исследования нефтяных и газовых скважин/А.А Молчанов, Л.И. Померанц, Н.Н. Сохранов. - кн.: Геология нефти и газа, 1977, с.57-62.

74. Плужников Б.И. Перспективы разработки месторождений горизонтальными скважинами. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -М.: ВНИИОЭНГ, 1992, вып. 10.

75. Рапин В.А. Высокопроизводительная технология промыслово геофизических исследований горизонтальных скважин. РНТС «Нефтепромысловая геология и геофизика». 1993, №7, с.15-17.

76. Рапин В.А. Новая технология проведения промыслово геофизических исследований горизонтальных скважин. РНТС «Нефтепромысловая геология и геофизика». 1993, №7, с.15-17.

77. Рапин В.А. Промыслово геофизические исследования в бурящихся горизонтальных и наклонно - горизонтальных скважинах. ИС Сер. Научно — технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в нефтяной промышленности. 1990, Вып. 6, с. 17-19.

78. Рапин В.А. Состав обязательного комплекса и порядок проведения ПГИ в ГС /В.А. Рапин, С.И. Лежанкин. РД Минтопэнерго России, М.: 1995.

79. Услуги по исследованию с увеличенным радиусом действия и в горизонтальных скважинах. Проспект фирмы «Атлас Уайлайн Сервисиз (WA)», 1990.

80. Чесноков В.А. Технология промыслово геофизических исследований действующих горизонтальных скважин / В.А.Чесноков, В.А. Рапин, В.В. Вер-жбицкий, Н.В. Беляков. - ИКВ АИС «Каротажник», №15, 1995, с.76-81.

81. Михайлов Н.Н. Информационно-технологическая геодинамика около-скважинных зон. М.: Недра, 1996. -340с.

82. Михеев B.JI. Технологические свойства буровых растворов. М.: Недра, 1979.-239с.

83. Леонидова А.И. Влияние водоотдачи цементных растворов и промывочных растворов на проницаемость песчаников //Технология и техника бурения скважин.-М.: Недра, 1965. -С. 106-113.

84. Баренблат Г.И. Движение жидкостей и газов в природных пластах/Г.И. Баренблат, В.М. Ентов, В.М. Рыжик. М.: Недра, 1984. - 278с.

85. Добрынин В.М. Деформация и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1970. —239с.

86. Желтов Ю.П. Деформации горных пород. М.: Недра, 1966. -250 с.

87. Мирзаджанзаде А.Х., Ентов В.М. Гидродинамика в бурении /А.Х. Мир-заджанзаде, В.М. Ентов. -М.: Недра, 1985. -195с.

88. Николаевский В.Н. Геомеханика и флюидодинамика сред. -М.: Недра, 1996.-450с.

89. Сургучев М.Л. Влияние условий вскрытия пластов на продуктивность скважин и нефтеотдачу //Нефт. хоз-во. М.: ВНИИОЭНГ, 1973. - №11.

90. Лукьянов Э.У. Исследование скважин в процессе бурения. М.: Недра, 1979.

91. РД 39-0147001-742-92. Методика комплексной оценки вскрытия продуктивных пластов, заканчивания скважин и выбора рабочих жидкостей для повышения качества вскрытия пластов. Краснодар: 1992. - 82с.

92. РД 134170706 005 - 97. Регламент по охране окружающей среды при проектировании и производстве работ на кустах, расположенных в водоохранных зонах месторождений ОАО «Сургутнефтегаз». - Сургут: ОАО Сургутнефтегаз. 1997.- 125 с.161