Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности разобщения пластов при креплении нефтяных и газовых скважин

ВАК РФ 25.00.14, Технология и техника геологоразведочных работ

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности разобщения пластов при креплении нефтяных и газовых скважин"

На правах рукописи

Панычев Сергей Иванович

Повышение эффективности разобщения пластов при креплении нефтяных и газовых скважин

(на примере месторождений Томской области)

Специальность 25.00.14 «Технология н техника геологоразведочных работ»

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Томск - 2005

Работа выполнена в Томском научно-исследовательском институте нефти и газа (ОАО «ТомскНИПИнефть ВПК») и Томском политехническом университете

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор Чубик Пётр Савельевич Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Рожков Владимир Павлович кандидат технических наук, с.н.с. Рубинштейн Олег Иделевич

Ведущая организация: Стрежевской филиал ЗАО «Сибирская сервисная компания»

Защита диссертации состоится «26» октября 2005 г. В 15 часов в 210 аудитории 1 учебного корпуса на заседании диссертационного совета Д.212.269.07 при Томском политехническом университете по адресу: 634050, Россия, г.Томск, пр. Ленина, 30.

С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке Томского политехнического университета

Автореферат разослан <&0» сентября 2005г.

Учёный секретарь диссертационного совета

Евсеев В.Д.

¿ооь-ц /4253

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы. Эффективность геологоразведочных работ и разработки нефтяных и газовых месторождений во многом зависит от качества строительства скважин. Наиболее сложной задачей при креплении скважин на месторождениях Западной Сибири является качественное разобщение при близком расположении нефте-водо-газоносных пластов, когда расстояние от границ интервала перфорации до ближайшего источника обводнения или газа менее 10 м и в этом интервале отсутствуют глинистые перемычки значительной (более 4-6 м) мощности. При близком расположении нефте-водо-газоносных пластов резко возрастает вероятность прорыва воды или газа в интервал перфорации скважины по геологическим или техническим причинам. Низкое качество разобщения пластов при строительстве разведочных скважин является одной из главных причин получения некорректной информации при их испытании, что в дальнейшем сказывается на результатах подсчёта запасов нефти и газа. Опыт разработки месторождений со сложно построенными залежами показывает, что в первый год эксплуатации обводняется до 30% от общего числа вводимых скважин. При этом имеют место большие дополнительные затраты на проведение ремонтно-изоляционных работ (РИР). В эксплуатационном бурении эти затраты составляют около 60%, а в разведочном бурении - почти 80% от общих затрат на крепление скважин. Для объективного испытания и эффективной эксплуатации скважин необходимо, чтобы состояние крепи скважины в интервале между пластами обеспечивало возможность приложения необходимых величин депрессии. При низком качестве крепления скважина эксплуатируется при небольшой депрессии на пласт с низким дебитом. При превышении критических для состояния крепи нагрузок вместе с нефтью будет поступать подошвенная вода. В случае наличия близкорасположенных газовых пластов требования к качеству крепи ещё более возрастают. Эта проблема особенно актуальна для условий эксплуатации нефтяных скважин при механизированном способе добычи со спуском погружных насосов практически в интервал перфорации. При этом величина депрессии на пласт может достигать значений 20,0 МПа и более. Качество крепления в таких условиях должно быть на очень высоком уровне

Целью работы является повышение эффективности разобщения пластов в разведочном и эксплуатационном бурении путём внедрения научно обоснованных разработок по совершенствованию технологии крепления нефтяных и газовых скважин.

Задачи исследований. Для достижения сформулированной цели необходимо решить следующие задачи:

На примере месторождений Томской области:

• провести анализ состояния проблемы разобщения пластов при креплении нефтяных и газовых скважин;

• исследовать влияние геолого-технических факторов на качество первичного цементирования и эффективность разобщения пластов;

• разработать рекомендации по выбору рациональной технологии крепления в зависимости от геологических условий разобщения пластов;

• провести анализ существующих техноло1ий установки заколонного пакера на заданной глубине скважины и разработать новый способ точной установки: провести научно-обоснованное совершенствование существующих технологий

крепления скважин с целью повышены ^эд^до^иия пластов.

библиотека i

Методика исследований. Поставленные задачи решались путем проведения исследований с использованием мезодов математической статистики и компьютерных программ, экспериментальных и промысловых исследований. Использовались как стандартные, так и разработанные в рамках настоящей работы методики исследований. Научная новизна выполненной работы заключается в следующем: 1 Научно обоснован и разработан комплексный подход к изучению проблемы разобщения пластов при креплении разведочных и эксплуатационных нефтяных и газовых скважин на примере месторождений Томской области.

2. Установлены механизм и закономерности влияния геолого-технических факторов на качество цементирования и эффективность разобщения пластов, знание которых позволяет выбирать наиболее эффективную технологию крепления в конкретных условиях бурения скважин.

3. Обоснован новый способ разобщения пластов, обеспечивающий возможность установки заколонного пакера на заданной глубине скважины без опасности прихвата обсадной колонны.

4. Обоснован, апробирован и внедрен комплекс технологических разработок по повышению эффективное!» разобщения пластов при креплении нефтяных и газовых скважин.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждается соответствием расчётных и опытных данных, полученных при проведении значительного объёма теоретических, экспериментальных и промысловых исследований и положительными результатами производственных испытаний и внедрения разработок в практику крепления скважин. Практическая ценность.

1. Результаты исследований влияния геологических факторов на качество цементирования и эффективность разобщения пластов использованы при разработке технологических регламентов и проектировании строительства разведочных и эксплуатационных скважин.

2 Разработанные и апробированные технологические регламенты по креплению скважин используются отраслевыми институтами при проведении научно-исследовательских и проектных работ, технологическими службами буровых и добывающих предприятий - при разработке планов на крепление скважин и оценке качества разобщения пластов.

3. Внедрение новых и совершенствование существующих технологий крепления скважин позволило повысить качество крепления 30 разведочных и 200 эксплуатационных нефтяных и газовых скважин в ОАО «Томскнефть» ВНК и ОАО «Томскгазпром». Экономический эффект от внедрения разработок в ценах на 1.01. 2005г. составил 33 млн. 355 тыс. руб.

Исходный материал и личный вклад. В диссертационную работу наряду с исследованиями, выполненными лично автором, вошли результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, выполненных при непосредственном участии автора в качестве ответственного исполнителя 14 научно-исследовательских работ. При этом непосредственно автором по каждой теме выполнены: постановка задачи, обоснование методик исследований, основная часть патентных исследований, обобщение и анализ исходного материала, составление программ и методик предварительных и приёмочных испытаний, разработка основных положений технологических регламентов, написание заключительных отчётов и защита и\ на научно-те\нически\ сонст а\. Автор принимал непосредственное участие в разрабо!кс и

проведении промысловых испытаний новых технологий, в работах по адаптации и совершенствованию существующих технологий крепления скважин.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на межотраслевых научно-практических конференциях «Основные принципы выбора технологии, технических средств и материалов при строительстве и ремонте скважин» и «Техника и техноло1ия заканчивания и ремонта скважин в условиях АНПД», проводимых научно-производственным объединением «Бурение» (Анапа, 2002); международной конференции «Нефтегазовому образованию в Сибири-50 лет», посвященной 50-летию кафедры геологии и разработки нефтяных месторождений (горючих ископаемых) (Томск, 2002); международной научно-технической конференции «Проблемы научно - технического прогресса в бурении скважин», посвящённой 50-летию кафедры бурения скважин института геологии и нефтегазового дела ТПУ (Томск, 2004); научно-практической конференции «Проблемы и перспективы развития минерально-сырьевою комплекса и производительных сил Томской области» (Томск, 2004).

Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 22 печатных работах. Получено 1 авторское свидетельство на'изобретение.

Объём и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, основных выводов и рекомендаций; изложена на 188 страницах машинописного текста, содержит 29 рисунков, 34 таблицы, список литературы из Ш наименований и 7 приложений.

Содержание работы

Во введении обосновывается актуальность темы диссертации, излагаются цель, задачи и методика исследований; формулируются научная новизна, основные защищаемые положения и практическая ценность работы; приводится информация о реализации результатов исследований, исходных материалах, личном вкладе автора, об апробации диссертационной работы, её объёме и структуре.

В первой главе приведены результаты анализа техники и технологии крепления нефтяных и газовых скважин. Приведены общие понятия о креплении скважин и методические основы оценки качества разобщения пластов. Проведён обзор отечественного и зарубежного опыта. Сформулированы задачи исследований.

Во второй главе рассмотрено состояние проблемы качества разобщения пластов на примере месторождений Томской области. При этом особое внимание уделено оценке влияния качества разобщения пластов на эффективность испытания и эксплуатации скважин. Традиционные конструкции эксплуатационных и разведочных скважин и технология их бурения во многом схожи. Соответственно, идентичны и проблемы при креплении таких скважин. Вместе с тем в Томской области проводится бурение разведочных скважин малого диаметра (СМД), что является новацией в отечественной практике нефтяного бурения. На примере скважины №105 (Ожно-Черемшанского месторождении приведены опыт и проблемы при креплении СМД. Проблемы при креплении наклонно-направленных и горизонтальных газовых скважин приведены на примере Мыльджинского месторождения.

В третьей главе приведены результаты исследования влияния геолого-технических факлоров на качество цементирования скважин и эффективность разобщения пластов. На примере Крапивинского месторождения проведены исследования зависимости качсста немей |ирования от характера насыщения пластов

различными флюидами; зависимости качества цементирования от зенитного угла скважины; зависимости качества цементирования от проницаемости пластов. Проверено соответствие расчётных значений предельных нагрузок на крепь величине фактически прилагаемых депрессий при эксплуатации скважин. Проведено исследование влияния проницаемости нефтс и водонасыщениых пластов на эффективность разобщения пластов.

В четвёртой главе приводятся результаты исследования эффективности применяемых технологий установки заколонного пакера на заданной глубине в скважине. Рассмотрены существующие методы. Обоснован новый способ точной установки пакера и конструкция скважинного прибора Выбран канал связи. Приведены результаты стендовых и промысловых испытаний.

В пятой главе приведены результаты внедрения научно обоснованных разработок данной диссертационной работы при совершенствовании технологии крепления скважин на месторождениях Томской области. Одна из разработок посвящена решению проблемы повышения качества цементирования в случае применения цементов с истекшими сроками хранения. От всех существующих технология отличается более высокой износостойкостью гидроактиватора (в 6 - 8 раз выше по сравнению с другими существующими конструкциями) и высокой эффективностью активации при низких давлениях (30 - 50 МПа). Проведение гидравлической активации улучшает свойства там нон ажио го раствора за счет снижения показателя фильтрации в 2 + 3 раза; повышения седиментационной устойчивости и стабильности. Прочность цементного камня на изгиб возрастает в 1,3 н- 2 раза, прочность его коетакта с металлической поверхностью повышается в 2 4- 3 раза. Приведённые данные получены непосредственно в процессе промысловых испытаний.

В заключении приводятся основные выводы и рекомендации.

Основные защищаемые положения

Положение 1. Применение расширяющихся тампонажных материалов (РТМ) позволяет сохранить высокое качество первичного цементирования при зенитных углах до 30 в продуктивной зоне скважин и тем самым повысить их производительность в период эксплуатации, независимо от характера насыщения пластов и значений их проницаемости.

В связи с низкой седиментационной устойчивостью традиционно применяемых тампонажных растворов с увеличением угла скважины качество цементирования снижается. В связи с этим профили наклонно-направленных скважин проектируются с условием вертикального или субвертикального пересечения продуктивного пласта. Вместе с тем, с увеличением зенитного угла при пересечении скважиной продутивного пласта повышается её продуктивность за счёт увеличения длины нефтеиасыщенного интервала

В качестве примера для исследования влияния геолого-технических факторов на качество цементирования скважин выбрано Крапивинское нефтяное месторождение. На этом месторождении проводится бурение скважин с большими отходами забоя скважины от вертикали (2000 и более метров), применяется технология гидроразрыва пластов при освоении скважин, применяется метод интенсификации притока созданием повышенных депрессий на пласт при освоении и эксплуатации скважин путём спуска электроцентробежныч погружных насосов на большую глубину, во miioihx сл\чая\. до ишервшш перфорации Для обеспечения высокого качества разобщения пластов в пич

условиях цементирование интервала продуктивной юны проводится расширяющимися тампонажными материалами. В настоящее время расширяющиеся тампонажнме материалы широко применяются и на других месторождениях Томской области. Механизм и закономерности влияния геолою-технических факторов на качество цементирования и эффективность разобщения пластов, в отличие от традиционно применяемых тампонажных материалов, почти не изучены, что и было учтено при постановке задач исследований.

Для анализа использованы материалы интерпретации по 114 разведочным и эксплуатационным скважинам Крапивинскога месторождения. По данным широкополосной акустической цементометрии (ЛКЦ) с применением графоаналитического метода были рассчитаны коэффициенты качества цементирования на контакте цементного камня с эксплуатационной колонной (породой) в интервале залегания каждого пласта в продуктивной зоне скважин и в целом по интервалу Ю). Коэффициенты качества цементирования (Кц) и зенитные углы рассчитаны в интервале каждого пласта, слагающего горизонт Ю|. Общее количество таких пластов в выборке скважин - 1670. Среднее значение коэффициента качества цементирования на контакте с колонной равно 0,91, на контакте с породой - 0,73, чго на 30 % выше соответствующих показателей в случае использования обычных тампонажных растворов.

Исследования зависимости качества цементирования от зенитного угла проведены автором с использованием стандартных методов математической статистики. Линейный корреляционный анализ между зенитным углом и коэффициентом качества цементирования проведён с целью ответа на вопрос о необходимости дальнейшего изучения зависимости между этими величинами и целесообразности ее практического применения. По каждой скважине был подсчитан коэффициент корреляции пар «зенитный угол-качество цементирования по колонне» и «зенитный угол-качество цементирования по породе». Результаты анализа приведены в табл. 1, где Я,-коффициент корреляции между зенитным углом и качеством цементирования по колонне, коэффициент корреляции между зенитным углом и качеством

цементирования по породе.

Результаты корреляционного анализа приведены в табл. I.

Таблица 1

Результаты корреляционного анализа между зенитным углом и качеством цементирования

№ скв. я. № скв. я,

300 -0,56 -0,13 374 0,39 -0,05

301 0,10 -0,72 381 -0,32 -0,48

309 0,13 -0,73 359 0,18 0,35

319 -0,26 -0,50 362 0,23 0,06

320 -0,09 -0,20 403 -0,26 -0,29

326 0,13 -0,62 327 -0,66 -0,39

350 0.39 0,25 350 0,37 0,28

325 -0,15 0,20 323 . -0,59 -0,45

326 0,18 1 -0,67 366 -0,14 -0,22

327 -0.63 -0.18 368 -0,37 -0.28

345 -0,06 0.10 372 0,07 0,30

374 0.53 -0.34 298 0.37 -0.26

Из приведённых данных следует, что зависимость между зенитным углом и качеством цементирования непостоянная и знакопеременная. Принято считать, что если абсолютное значение коэффициента корреляции равно 0,4 и менее, то это показатель слабой связи между исследуемыми параметрами; значение более 0,4, но менее 0,7 -показатель умеренной связи, а значение 0,7 и более - показатель значимой связи параметров. В результате анализа установлено, что значение коэффициента корреляции пары «зенитный угол- качество цементирования по колонне» находится в диапазоне от -0,66 до 0,53. Связь между параметрами по отдельным скважинам характеризуется как умеренная, а по большинству скважин - слабая. Слабая зависимость также наблюдается при корреляционном анализе пары «зенитный угол - качество цементирования по породе», поскольку, как и в предыдущем случае, связь знакопеременная и значения коэффициента корреляции находятся в интервале от -0,73 до 0,35. Зависимость качества цементирования от зенитного угла по некоторым скважинам, где наблюдались наибольшие корреляционные зависимости, приведена на рис. 1. на примере скв.327.

Рис. 1. График зависимости качества цементирования от зенитного угла в продуктивной зоне скважины №327 на контакте с колонной

Проведение корреляционного анализа по усредненным данным зенитного угла и качества цементирования также не выявило значимой связи между параметрами. Так, коэффициент корреляции между зенитным углом и качеством цементирования но колонне имеет значение 0,06, а между зенитным углом и качеством цементирования по породе-0,1.

Далее в работе рассмотрена степень влияния зенитного у1ла на качество цементирования при комплексном исследовании геологических и технических факторов. Для этого построена трехмерная модель изменения качества цементирования в зависимости от зенитного угла и мощности интервала цементирования, представленная на рис.2, 3, 4, 5. На рис. 3 и 5 отмечены точки, характеризующие измерения, подписи - мощность/угол. При анализе исследована степень изученности выборки, характеризующаяся плотностью и характером распределения точек наблюдения на поверхностях, отображающих изменение качества цементирования по колонне/породе в зависимости от мощности интервала цементирования и зенитного угла. Выявлены участки поверхности, в которых максимальная плотность размещения указанных точек (рис. 6), и, следовательно, это участки с наибольшей изученностью (выделены цветом); при помощи изолиний выделена зона с максимальными значениями

параметра Таким образом, в ной зоне должны быть наиболее достоверные результаты, что необходимо учитывать при дальнейшем анализе

Рис. 2. Рельеф изменения качества цементирования по колонне в зависимости от мощности интервала цементирования и зенитного угла (в виде трехмерного изображения регулярной сетки)

оздаав

0957005 0914011

О В?101£ 0828024

0742038 0 6990*4 000051

Ов'ЗОР? 0570054

Рис. 3, Рельеф изменения качества цементирования по колонне в зависимости от мощности интервала цементирования и зенитного угла (в виде цветовой раскраски

регулярной сетки)

Рмс. 4. Рельеф изменения качества цементирования по породе в зависимости от мощности интервала цементирования и зенитного угла (в виде трехмерного изображения регулярной сетки)

10211549 0823166 -0735182 0546393 055«!» О 470631 03&?«45 0294264 0.206031 О 117337

Рис. 5. Рельеф изменения качества цементирования по породе в зависимости от мощности итерва-ш цементирования и зенитного угла (в виде цвеговой раскраски

рег>лярной сетки)

\

ч

ч

Рис. 6. Характеристика изученности диапазонов значений мощности интервала и зенитного угла

Далее на основе указанных выше сеток вычислялся парный коэффициент корреляции, который позволяет представить пространственное распределение связей юлько между двумя явлениями, описываемыми регулярными сетками, а именно — изменение качества цементирования в зависимости от мощности интервала цементирования и зенитного угла по колонне и по породе. Результаты расчета представлены на рис.7, где цветом выделены зоны, в которых значение коэффициента парной корреляции более 0,8, что является показателем значимой связи между параметрами.

Рис. 7. Корреляция изменения качества цементирования в зависимости от мощности интервала цементирования и зенитного угла по колонне и по породе

На схеме в виде изолиний также отмечена зона наибольшей изученности диапазонов. По результатам анализа видно, что в наиболее изученной зоне, где наибольшее число наблюдений, имеет место слабая связь между мощностью интервала цементирования и зенитным углом.

В зависимости от наличия и характера насыщения в исследуемых интервалах скважин выделяются следующие группы пластов: неколлекторы, уплотнённые коллекторы, углистые породы, породы с субкаппилярным насыщением, нефтенысыщенные породы, водонасыщенные породы и нефтеводонасыщенные породы переходной зоны водоплавающих частей залежей.

По каждой из перечисленных групп пород рассчитаны значения коэффициента качества цементирования на контакте цементного камня с колонной и породой. На контакте с колонной значения коэффициента качества цементирования по группам пород находятся в пределах 0,79 - 0,89, т е отличаются незначительно На контакте с породой диапазон значений этого коэффициента несколько шире, от 0.57 до 0.81.

В интервалах неколлекторов по всей выборке скважин шачимой связи качества цемент ирования и зенитного угла скважины обнаружено не бы.ю Коэффициент

детерминации имеет значение 0,000008 для качества цементирования по колонне и 0,0087 для качества цементирования по породе. При исследовании связи между названными параметрами по каждой отдельной скважине наиболее высокая величина коэффициента детерминации имеет место по скв.№372 Так, на контакте цементного камня с породой, значение коэффициента детерминации R2= 0,81, на контакте с колонной R3= 0,23. Установление значимой связи между исследуемыми параметрами по этой скважине является единственным исключением. Из других скважин можно отметить скв. №№ 301, 309. На контакте с породой коэффициент детерминации составляет 0,53. На контакте с колонной наибольшее значение коэффициента детерминации получено по скв. № 327. Здесь R2= 0,44.

Для исследования зависимости качества цементирования от зенитного угла скважины в интервалах проницаемых пластов-коллекторов выделены следующие их группы по проницаемости: 0-10, 10-50, 50-100, 100-200, 200-300, более 300 мД. Наиболее высокие значения коэффициента детерминации R2=0,47 получено по группе проницаемости более 300 мД на контакте цементного камня с колонной в интервалах нефтенасыщенных пластов но значимой связи между параметрами также не установлено.

По результатам проведенного анализа, можно сделать вывод, что зенитный угол не оказывает значительного влияния на качество цементирования ни на контакте с колонной, ни на контакте с породой. При исследовании зависимости качества цементирования от проницаемости пластов наибольшее значение коэффициента детерминации R2=0,5 получено по группе пластов с проницаемостью более 300 мД. (рис. 8). Для интервалов с проницаемостью менее 300 мД значение коэффициента детерминации чаще всего имеет значение 10~2 и даже 101 степени.

о -----.-.---

300 320 340 360 380 400 420

Кпрон.

Рис. 8. График зависимости качества цементирования от проницаемости пластов

.В связи с тем, что применение РТМ исключает отрицательное влияние зенитного угла скважины на качество цементирования, появляется возможность наклонного пересечения продут ивного пласта при бурении скважин. Вследствие увеличения длины нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта, вскрытого наклонной скважиной с зенитным углом 30° производительность скважины возрастает на 16 %, по сравнению с вертикальной скважиной. В связи с отсутствием достаточного количества статистических данных по скважинам, в которых величина зенитного угла п интервале продуктивных пластов более 30", сделать вывод об отсутствии зависимости качества цементирования от «.-питого угла скважины при более пологом пересечении на данном этапе исследований было бы некорректно Вместе с тем, в диссертации приводягея ла/шыс о ноложшельныч результатах применения РТМ на шдельных скважинах

II

Западно-Полуденного месторождения при зенитных углах в интервале продуктивных пластов до 48°.. В связи с этим, по мере накопления статистических данных, представляется целесообразным продолжить исследования в ггом направлении.

Положение 2. Обоснована необходимость учёта соотношения проиицаемостей продуктивного пласта - объекта эксплуатации н близлежащего водонасыщениого пласта - источника обводнения при выборе технологии ря ¡общения пластов и режимов эксплуатации скважин и предложены варианты технических решений.

В иасюящее время при выборе техно, ioi ин ра юйшенн н пластов учитываются такие геолошческне факторы, как расстояние между разобщаемыми пластами и мощность глинистой перемычки в этом интервале скважины.

Для исследования использованы данные по фонду пробуренных скважин Крапивинского и Западно-Полуденного месторождений (соответственно, 114 и 256 скважин). В соответствии с данными, приведёнными в работе, из пластов-коллекторов Крапивинского месторождения наиболее высокими коллекторскими свойствами обладает пласт Ю1-ЗА. Средняя проницаемость этого пласта составляет 125 мД. Источником обводнения для этого пласта в основном является пласт Ю1-ЗБ со средней проницаемостью 12 мД. Таким образом, значения проницаемости пласта-объекта эксплуатации и пласта-источника обводнения отличаются на порядок. В разрезе скважин Западно-Полуденного месторождения средние значения проиицаемостей разобщаемых пластов отличаются не столь значительно (в 2 - 3 раза). Вместе с тем, значения проиицаемостей пластов в разрезе скважин находятся в широком диапазоне, от единиц до сотен мД.. При этом наиболее сложные условия разобщения пластов имеют место при наличии водонаемщенных коллекторов с высокой проницаемостью.

Исследования показали, что эффективность разобщения пластов при креплении скважин при одинаковом состоянии зацементированного заколонного пространства, расстоянии между разобщаемыми пластами и мощности глинистого прослоя в этом интервале, существенно различается вследствие разницы проницаемости разобщаемых пластов.

Физический смысл этих процессов заключается в том, что при равной величине депрессии на близкорасположенные флюидонасыщенные пласты в процессе испытания (освоения) или эксплуатации скважин степень очистки их призабойной зоны от компонентов бурового раствора, наличие и интенсивность притока жидкости в значительной степени зависят от соотношения проницаемости пластов. При резком различии проницаемости величины депрессии для вызова притока из пласта с меньшей проницаемостью может быть недостаточно, т.е. пласт работает слабо или вообще не работает и заколонного перетока флюида не возникает.

Для объективного испытания и эффективной эксплуатации скважин необходимо применять депрессии с учётом фактического состояния их крепи.

По результатам оценки качества первичного цементирования акустическими методами допустимая нагрузка на крепь рассчитывается по следующей формуле: Ркршах = Ркр, Н, + Ркр2Н2 + РкргНь (I)

где:

Ркршах - допустимая нагрузка на крепь, МПа;

Ркр, - удельная допустимая нагрузка на крепь в интервале глинистых перемычек со

сплошным сцеплением с колонной и породой, принимается равной 2 МПа/м;

Н| - толщина глинистых перемычек со сплошным сцсплснисм с колонной и породой, м:

Ркр2 - удельная допустимая нагрузка на крепь при частичном сцеплении в интервале

РНГП, принимается равной 1 МПа/м;

Н2 - интервал РНГП с частичным качеством сцепления, м;

Ркрз - )дельная допустимая нагрузка на крепь при отсутствии сцепления в интервале РНГП, а также напротив проницаемых пластов при любом качестве сцепления, принимается равной 0,2 МПа/м;

IЬ суммарная длина участков с отсутствием сцепления в интервале РНГП, а также напротив проницаемых пластов, м.

Как следует из формулы (1), величина допустимой нагрузки на крепь зависит от таких геологических факторов, как расстояние между пластами, мощность глинистой перемычки в разобщаемом интервале и технических факторов, таких как качество цементирования на контакте с колонной и породой С целью проверки соответствия расчётных величин критической депрессии фактическим были изучены технологические режимы освоения и эксплуатации 40 скважин.. При этом было необходимо установить величину максимальной фактической депрессии на пласт и наличие или отсутствие заколонных перетоков при этих нагрузках Максимальная величина депрессии по выборке скважин составляет 19 МПа, средняя - 13,2 МПа. В связи с тем, что большинство скважин использованной выборки пробурено в чисто нефтяной зоне, в их разрезе водонасьнценные пласты отсутствовали. В других скважинах вскрыта водонефтяная зона. Поэтому использование этих скважин для исследования удельных нафузок на крепь признано нецелесообразным. Для исследования использована выборка из 12 скважин с наличием в их разрезе нефте и водонасыщенных пластов, разделённых породами-неколлекторами. При проведении анализа по каждой скважине рассчитана допустимая удельная нагрузка на крепь, то есть допустимая депрессия при эксплуатации скважины с учётом фактического состояния её крепи. При этом использованы рекомендуемые значения удельных нагрузок на крепь. Результаты представлены в табл. 2.

Таблица 2

Результаты расчётов значений допустимых величин депрессий по скважинам

Крапивинского месторождения

№скв Цм Ы,м Ь-Ы..м Н1,м Ркр1,м Н2.м Ркр2, МПА/м Н3,м РкрЗ, МПА/м Ркр расч МПа

298 7,2 5,6 1.6 0 2 5,6 I 1,6 0,2 5,92

320 7 6,2 0,8 5 2 и 1 0,8 0,2 11,36

323 8,2 6,6 1.6 6,6 2 0 I 1.6 0,2 13,52

325 9 7,6 1,4 0 2 1,2 1 7,8 0,2 2,76

326 11,8 4,6 7,2 3,7 2 0,9 1 7,2 0.2 9,74

347 4,6 0,5 4,1 0,3 2 0 1 4,3 0.2 1,46

350 7,3 5,5 1,8 0 2 5,5 1 1.8 0,2 5.86

381 6,2 6,2 0 4,5 2 1,6 1 0,1 0.2 10,62

391 7,4 7,4 0 5,1 2 0 1 2,3 0,2 10.66

425 8.6 5,8 2,8 0 2 4 1 4,6 0.2 4,92

1001 9,4 6,3 3,1 0 2 0 1 9,4 0.2 1.88

1002 8,3 6.9 1.4 0 2 6,9 1 1,4 0.2 7,18

Резулыаты сравнения расчётных и фактических депрессий мривслснм в табл 3

Таблица 3

Сравнение расчётных и фактических депрессий по скважинам Краливинского

месторождения

,№скв Ркр расч, MI 1а Ркрфакт, МПа Ркр.ф./Ркр р

298 5,92 12,57 2,12

320 11,36 10,86 0,96

323 13,52 10,49 0,78

325 2,76 5,93 2,15

347 1,46 6,05 4,14

381 10,62 11,82 1,11

391 10,66 10,19 0,96

425 4,92 13,24 2,69

1001 1,88 14,6 7,77

1002 7,18 12,8 1,78

Сравнение расчётных и фактических значений показало, что использование действующей в настоящее время методики определения предельных нагрузок на крепь без учёта соотношения проницаемостей разобщаемых пластов приводит к некорректным результатам расчётов. Применение таких депрессий на практике привело бы к существенному снижению дебитов скважин. В большинстве скважин фактические максимальные депрессии значительно выше расчетных предельных критических нагрузок на крепь, но при этом прорыва крепи не зафиксировано Причиной этому являются благоприятные для крепления скважин геологические факторы, из которых наиболее значимыми являются низкая проницаемость водонасыщенных пластов.

В работе проведены расчёт значений удельных нагрузок на крепь. Исходя из того, что ни по одной из этих скважин прорыва крепи не зафиксировано, дальнейшие расчёты проводим следующим образом. Фактические значения удельной критической нагрузки на крепь определяем по формуле (1):

Для определения значения Ркр|ф по выборке скважин, приведённой в табл. 2, проведём расчёты по скважинам, в которых 112 = 0. При этом РкрЗ = 0,2 принимаем за const.

Ркр,ф=(Ркртахф - Ркр3- Н3): Н,

В результате расчётов по скважине №323 получаем значения Ркр,ф - 1,54 МПа/м; по скв. №347 - 17,3 МПа/м; по скв.№391 - 1,91 МПа/м.

Аналогично определяем значения Ркргф по скважинам, в которых Н| = 0, также принимая РкрЗ = 0,2 за const:

РкРч>= (Ркртахф - Ркрз Нэ) : Н2

В результате расчётов получаем следующие значения Ркр2ф : скв.№298 - 2,19 МПа/м; скв.Х?325 - 3,64 МПа/м; скв.№425 - 3,08 МПа/м; скв.Х»1002- 1,81 МПа/м.

Для решения задачи в работе использовались также метод многомерного регрессионного анализа с исполыованием компьютерной программы «Статистика 6» и другие математические методы Анализ показал, что фактические значения удельных нагрузок на крепь (градиентов гидропрорыва) имют значительное расхождение с рекомендуемыми значениями, использованными в расчётах предельной нагрузки на крепь по формуле (1). Следовательно, применение рекомендуемых средних значений градиента гидропрорыва для условий крепления скважин Западной Сибири для геолого-

технических условий крепления скважин Крапивинского месторождения некорректно. В большинстве скважин фактические максимальные депрессии значительно выше расчетных предельных критических нагрузок на крепь, и при этом прорыва крепи не зафиксировано. Причиной этому являются благоприятные для крепления скважин геоло) ические факторы, из которых наиболее значимыми являются низкие коллекторские свойства водонасы[ценных пластов, и технические факторы, такие как применение расширяющихся тампонажных материалов.

Научные результаты данного раздела диссертационной работы использованы при разработке технологических регламентов на крепление разведочных и эксплуатационных скважин и планов на крепление скважин, разрабатываемых буровыми предприятиями на основании регламентов. В названных документах учтены I еологические особенности каждого месторождения и конкретных скважин. При выборе технологии крепления кроме традиционно учитываемых расстояния между разобщаемыми пластами и мощности глинистого прослоя учитывалось соотношение проницаемостей нефтяного пласта-объекта эксплуатации и близлежащего водонасыщенного пласта. Например, для месторождений Стрежевского района, на которых бурение скважин проводилось на коллектора меловых отложений (пласты А и Б), характеризующиеся наличием высокопроницаемых водонасыщенных коллекторов, в разрезе большинства скважин значения проницаемости разобщаемых пластов отличаются незначительно, или водонасыщенные пласты даже более проницаемы. В таких условиях для эффективного разобщения пластов предусматривалась установка заколонных пакеров. При креплении большинства скважин месторождений Южного Васюгана, в которых проницаемость водонасыщенных пластов на порядок и более ниже, чем у нефтяного пласта, для эффективного разобщения пластов достаточно было использования расширяющихся тампонажных материалов в комплексе с центраторами для обсадных колонн и применением осреднительной ёмкости при цементировании. В результате учета соотношения проницаемостей пластов при освоении и эксплуатации этих скважин применялись повышенные депрессии и при этом заколонных перетоков воды не было. Применение рациональных технических решений в соответствии с конкретными геологическими условиями позволило обеспечить высокое качество разобщения пластов и при этом значительно сократить затраты на крепление скважин.

Положение 3. Предложен новый способ разобщения пластов, заключающийся в измерении сопротивления пород разреза скважины автономным устройством в процессе спуска обсадной колонны, передаче забойной информации на дневную поверхность и сравнении ее с ранее получениымн данными заключительного каротажа, обеспечивающий возможность точной установки заколонного пакера на заданной глубине скважины без опасности прихвата обсадной колонны.

Одной из эффективных технологий разобщения пластов является установка гидравлических заколонных пакеров. Обязательными условиями, определяющими эффективность применения заколонных пакеров, являются: выбор рационального места их установки, тщательная подготовка ствола скважин, точное размещение в строго заданном интервале, срабатывание его в соответствии с техническими требованиями.

Анализ эффективности применения заколонных пакеров показал, что только 10% от общего количества пакеров, установленных при креплении скважин на месторождениях Томской области, полностью выполнили технологическую задачу по разобщению пластов. Основной причиной столь низкой эффективности является низкая точность \стшювки пакера на заданной 1лубинс скважины Это обусловлено

значительными погрешностями измерений, вызванными несовершенством средств измерений, деформациями колонны под влиянием собственного веса, температурными деформациями и другими факторами. Средняя величина расхождения между длиной колонны, полученной путём измерений длины обсадных труб перед их спуском в скважину, и замеренной геофизическими приборами после окончания процесса цементирования составляет 5 метров. Приведённое состояние проблемы характерно и для других регионов России.

Из существующих способов точной установки, анализ эффективности которых приведён в работе, следует отметить следующий. При достижении 1лубины спуска эксплуатационной колонны па 10 - 20 м меньше заданной производят геофизическую корректировку С помощью геофизического прибора выполняют гамма-каротаж и определяют положение скважинного репера. Одновременно магнитным локатором муфт записывают положение репера трубного. Найдя расстояние между реперами, определяют глубину, на которую необходимо спустить эксплуатационную колонну. Однако из-за продолжительного времени корректировки (2-3 часа) данный способ широкого распространения не получил. За время нахождения колонны без движения велика опасность её прихвата и недопуска до npœici ной глубины

В настоящее время наибольшее распространение получили автономные информационно-измерительные системы (АИИС) контроля параметров процесса бурения с проводным, гидравлическим и электрома! иитным каналами связи Во всех случаях информация передаётся по стволу бурящейся скважины по проводному или беспроводному каналу.

В ряде работ наиболее рациональным способом передачи информации считается комбинированный канал связи, информация по которому передается с помощью электромагнитных волн (ЭМВ) из бурящейся в ближайшую ранее пробуренную в кусте скважину, а затем по кабельной линии связи на дневную поверхность. Данный способ организации связи позволяет разместить приемный электрод в точке с более низким уровнем помех и за счет этого существенно увеличить дальность передачи информации.

При этом условия передачи сигнала по горным породам нижней части геологического разреза, более благоприятные, в связи с их большим электрическим сопротивлением, чем у вышележащих горных пород. Это позволяет использовать источник питания небольшой мощности Принципиально этот канал связи принят нами за основу, но применительно к процессу крепления скважин.

Современные забойные телеметрические системы, используемые при проводке скважин, позволяют определять положение глубину забоя с большой точностью, но для решения задачи точной установки пакера разовое применение таких телеметрических систем нецелесообразно из-за их высокой стоимости. Для передачи информации о процессе бурения по стволу бурящейся скважины в качестве источника питания используется дорогостоящий генератор большой мощности.

В данной работе, с учётом кустового способа бурения и специфики крепления наклонно-направленных скважин, предложен следующий вариант передачи информации.

Сис1ема привязки глубины установки пакера к рафезу скважины (рис 9), состоит из скважинного усгройова I. включенного в состав обсадной колонны 2 между башмаком 3 и обратным клапаном 4, скважинного контактора 5. электрически разделенного от зацементированной обсадной колонны разделителем 7. предварительною усилшеля 8, проводной линии связи 9, приемника 10. блока со1ласования II и кнбиномера 12.

Рис. 9. Схема привязки глубины установки пакера к разрезу скважины

Принцип действия: АИИС I спускается в скважину в составе эксплуатационной колонны, измеряет сопротивление пластов разреза зондом БКЗ и, по беспроводному каналу связи передает информацию на забой соседней скважины.

Излученный сигнал принимается электродом 5, усиливается предварительным блоком усиления 8 и по проводной линии связи 9 передается в наземный блок. В приемнике 10 информационный сигнал преобразуется в аналоговый вид. Блок согласования 11 имеет три входа. По первому входу передается информация о перемещении верха колонны. Перемещение верха колонны согласуется с перемещением каротажной диаграммы на лентопротяжном механизме.

По трепьему каналу в блок согласования вводится забойная информация в реальном масштабе времени (в аналоговой форме), и наносится на каротажную диаграмму в виде меток. Путем сравнения кривых БКЗ определяют местоположение скважинного прибора относительно разреза скважины. Вычисляется необходимая величина поправки глубины и производится допуск колонны на расчетную величину.

Исходя из соображений экономии электропитания и того, что интервала протяженностью 100 - 200 м для корректировки вполне достаточно, предусмотрены дежурный и активный режимы работы электронной схемы скважинного прибора. Электронная схема (рис. 10) работает в дежурном режиме 48 часов, при этом питание

подается на блок включения 3.

Рис. 10. Структурная схема скважинной аппаратуры

I - батарейный блок; 2 - блок питания; 3

- блок включения; 4 - блок измерения; 5

- блок модуляции; 6 - блок коммутации; 7 - датчик давления; 8 - датчик осевых ускорений; 9 - нижняя часть обсадной грубы; 10 - дополнительный электрод;

II - экранирующий электрод; 12 -измерительный электрод; 13 -экранирующий электрод, 14 - верхняя часть обсадной трубы.

При повышении давления выше заданного с соответствующего датчика 7 разрешается переключение прибора в активный режим (измерения и передачи информации). Однако включение происходи! лишь при наличии еж нала с датчика

осевых ускорений 8 при движении колонны. Вели после включения и измерений произошла остановка движения, примерно через 5 минут скважинный прибор переходит в дежурный режим работы.

Новая технология привязки глубины установки пакера к разрезу скважины, в отличие от существующего способа геофизической корректировки не требует остановки спуска обсадной колонны для измерений, вследствие чего исключается опасность ей прихвата.

В работе приведена конструкция скважинного устройства, на которое получено авторское свидетельство на изобретение, результаты стендовых и промысловых испытаний. Промысловые испытания проведены на скважине №591 куста № 45 Лугинецкого месторождения.

Основные выводы и рекомендации

1 Комплексный анализ эффективности разобщения пластов при креплении нефтяных и газовых скважин, проведённый • в работе на примере месторождений Томской области, доказывает, что применяемая в разведочном и эксплуатационном бурении технология крепления скважин, в большинстве случаев, неадекватна геологическим условиям. Основной причиной несоответствия применяемой технологии геологическим условиям является недостаточная изученность механизма и закономерностей влияния геолого-технических факторов на качество цементирования скважин и эффективность разобщения пластов. Исследования, проведённые в работе, способствуют расширению и углублению знаний этой проблемы и повышению качества крепления скважин.

2. При выборе технологии разобщения пластов и режимов эксплуатации скважин кроме расстояния между пластами и мощности глинистых прослоев в разобщающем интервале необходимо учитывать соотношение проницаемостей продуктивного пласта -объекта эксплуатации и близлежащего водонасьиценного пласта - источника обводнения. В работе приведены рекомендации по выбору технологии крепления скважин в конкретных геолого-технических условиях.

3. При цементировании эксплуатационной колонны в интервале продуктивных пластов расширяющимися тампонажными материалами качество цементирования не зависит от характера насыщения пластов, значения их проницаемости и зенитного угла ствола скважины до 30°. Результатом исследования в данной части работы являются выводы и рекомендации, позволяющие в случае применения РТМ снять технические ограничения значений зенитного угла наклона при проектировании профилей скважин, вызванные снижением качества цементирования, и тем самым повысить дебиты скважин при разработке месторождений.

4. Основным недостатком существующей технологии точной установки пакера на заданной глубине скважины является опасность прихвата неподвижной обсадной колонны во время каротажных работ.

5. Впервые создана забойная телеметрическая система для решения задачи точной установки заколонного пакера на заданной глубине скважины. Существующие в настоящее время телеметрические системы используются для контроля проводки наклонно-направлекныч и горизонтальных скважин и, вследствие их высокой

стоимости, не могут быть использованы для разового применения при креплении скважин.

6. Обосновано применение канала связи с передачей информации через соседнюю скважину.

7. Решить актуальную проблему применения цементов с истекшими сроками хранения позволяет новая технология цементирования с проведением гидроактивации тампонажных растворов.

8. Внедрение результатов исследований но повышению эффективности разобщения пластов газовых скважин позволили повысить качество цементирования и снизить количество и интенсивность межколонных проявлений газа

9. Результаты проведённых исследований явились основой для выработки принципиальных решений по разобщению пластов при проектировании разработки месторождений, составлении технологических регламентов на крепление скважин и проектов на строительство скважин..

10. Обоснован, апробирован и внедрён комплекс технологических разработок по повышению эффективности разобщения пластов при креплении нефтяных и газовых скважин в разведочном и эксплуатационном бурении.

Список опубликованных работ по теме диссертации

1. Лабораторные исследования керна и оптимизация состава технологических растворов. / М.А. Городников, С.И. Панычев, IO.A. Щемелинин, Н.И. Раздобреева // Вестник инжинирингового центра ЮКОС. - М.: Изд-кий дом « Нефть и капитал», 2002.-Вып. З.-С. 22 - 24.

2. Опыт строительства первой разведочной скважины малого диаметра в Томской области / С.И.Панычев, А.И. Беккерман, A.B. Денисов, С.Н. Королёв, Ю. Н. Каширин // Вестник инжинирингового центра ЮКОС. - М.: Изд-кий дом « Нефть и капитал», 2002. - Вып. 3. - С. 48 - 51

3. Панычев С.И. Актуальность проблемы качества разобщения пластов при строительстве эксплуатационных скважин на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВПК НК « ЮКОС» // Техника и технология заканчивания н ремонта скважин в условиях АИПД : сб. науч. тр. / ОАО НПО «Бурение» - Краснодар, 2002. - Вып. 8. -С. 219- 225.

4. Панычев С.И. Разработка способа точной установки заколонного пакера при креплении скважин // Нефтегазовому образованию 50 лет : тр. Междунар. конф., поев. 50-летию кафедры геол. и разраб. нефт. месторожд. (горючих ископаемых и нефти) / ТПУ. - Томск, 2002. - С. 283 - 285.

5. Панычев С.И. Актуальность проблемы качества разобщения пластов при строительстве эксплуатационных скважин на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК НК «ЮКОС» // Нефтегазовому образованию 50 лет : тр. Междунар. конф., поев. 50-летию кафедры геол. и разраб. нефт месторожд.(горючих ископаемых и нефти)./ ТПУ. - Томск, 2002. - С. 285 - 288

6. Панычев С.И. Состояние проблемы качества разобщения пластов и совершенствование технологии крепления скважин на месторождениях ОАО «Томскиефпь» ВНК НК «ЮКОС» // Вестник инжинирингового центра ЮКОС. -М.: Изд-кий дом « Нефть и капитал». 2002. - Вып 5. - С 51-53.

7. Панычев С.И. Новая технология точной установки заколонного пакера на заданной глубине в скважине // Вестник инжинирингового центра ЮКОС. - М.: Изд-кий дом «Нефть и капитал». 2002. - Вып. 5. - С. 54 - 56.

8. Панычев С.И. Проблемы при креплении горизонтальных газовых скважин на примере месторождений Томской области // Проблемы научно-технического прогресса в бурении скважин : сб докл. Междунар. науч.-техн. конф. / ТПУ. — Томск, 2004. - С. 137-141.

9. Панычев С И., Денисов A.B. Проблемы при креплении скважин малого диаметра в Томской области // Проблемы научно-технического прогресса в бурении скважин : сб. докл. Междунар. науч.-техн. конф ./ ТПУ. - Томск, 2004. - С. 134 - 137.

10. Панычев С. И., Каширин Ю. Н. Решение проблемы крепления газовых скважин на Мыльджинском месторождении // Вестник инжинирингового центра ЮКОС. - М.: Изд-кий дом «Нефть и капитал», 2002. - Вып. 3. - С. 52 - 55.

11. Панычев С.И , Каширин Ю.Н. Опыт крепления горизонтальных скважин на газ на Мыльджинском ГКН месторождении // Основные принципы выбора технологии, технических средств и материалов при строительстве и ремонте скважин : сб. науч. тр. / ОАО НПО «Бурение». - Краснодар, 2002. - Вып 7. - С. - 204 - 212.

12. Панычев С.И., Каширин Ю.Н. Состояние проблемы межколонных проявлений при вводе в эксплуатацию скважин Мыльджинского ГКН месторождения // Основные принципы выбора технологии, технических средств и материалов при строительстве и ремонте скважин : сб. науч. тр. / ОАО НПО «Бурение». -Краснодар, 2002. - Вып 7,- С. 213 - 220.

13. Панычев С.И., Каширин Ю Н., Григоренко А.К. Проблемы качества крепления газовых скважин на примере месторождений Томской области // Проблемы научно-технического прогресса в бурении скважин : сб. докл. Междунар. науч.-техн. конф. / ТПУ. - Томск, 2004. - С. 131 - 133.

14. Панычев С.И., Чубик П.С., Лукьянов В.Г. Основные направления повышения эффективности разобщения пластов // Проблемы научно-технического прогресса в бурении скважин : сб. докл. Междунар. науч.-техн. конф. / ТПУ. - Томск, 2004. - С. 128-131.

15. Панычев С.И., Чубик П.С. Актуальность проблемы качества крепления скважин и разобщения пластов при разработке нефтяных и газовых месторождений Томской области // Проблемы и перспективы развития минерально-сырьевого комплекса и производительных сил Томской области : матер, науч.-практ. конф./ СНИИГГиМС. - Новосибирск, 2004. - С. 235 - 236.

16. Панычев С.И.. Щемелинин Ю.А. Технологические жидкости для вскрытия продуктивных горизонтов в условиях Игольско-Таловото месторождения // Научно-техническая ассоциация Восточной нефтяной компании. Вестник ВНК. -М: Изд-во ЗАО «Нефяное хозяйство», 1998. - Вып. 1. - С. 68 - 69.

17. Панычев С.И., Щемелинин Ю.А., Каширин Ю.Н. Исследование влияния фильтрата бурового раствора на качество вскрытия продуктивного пласта на Игольско-Таловом месторождении // Вестник инжинирингового центра ЮКОС. - М.: Изд-кий дом « Нефть и каптал», 2002. - Вып. 3. - С. 45 - 47.

18. Перспективы строительства скважин малого диаметра на месторождениях ОАО «ВНК» / В.Е. Шафтельский, E.H. Мошкин. В.И. Биджаков. А.И. Черанёв. С.И. Панычев. A.B. Денисов // Научно-техническая ассоциация Восточной нефтяной компании Вестник ВНК. - М.: ЗАО «Нефяное хозяйство», 1998 - Вын. 1. - С. 62 -64.

19. Предупреждение возникновеиия межколонного давления газа при цементировании скважин на месторождениях ОАО «Томскгазпром» / М.П. Пьявко, C.F.. Воронцов. A.A. Исаев, С И Панычсв, Я С. Гаврилов, А Б. Скочеляс // НИИКБ бурового инструмента 10 лез. Творчество, партнёрство, достижения • матер Междунар. науч.-нракт конф./ НИИКБ. - Киев. 2003. - С. 40 - 43.

20. Растрогин A.C., Панычев С.И Актуальные проблемы качественного вскрытия продуктивных пластов ,при строительстве скважин на месторождениях ОАО «ВНК» // Научно-техническая ассоциация Восточной нефтяной компании. Вестник ВНК. - М: Изд-во ЗАО «Нефяиое хозяйство», 1998,-Вып. 1.-С65-67.

2!. Устройство для привязки скважинного оборудования к разрезу: А С № 1749875 СССР / Греков С.А., Панычев С.И., Хачковский A.A. / Заявл. 04.01089; Опубл. 23.07.92, Бюл. № 27.

22. Экспериментальные и промысловые исследования качества вскрытия продуктивного пласта на Игольско-Таловом месторождении / С.И. Панычев, Ю.А. Щемелинин, Ю.Н Каширин, А.Е. Растрогин : матер, регион, конф. геологов Сибири, Дальнего Востока и Северо-Востока России. - Томск, 2000. - Т. I. - С. 483 -485.

Подписано к печати 19.09.2005 г. Тираж 100 экз., стр. 21. Заказ № 89. Бумага офсетная. Формат 60 X 84/16. Печать RISO. Отпечатано в типографии ООО «РауШ мбХ» Лицензия Серия ПД № 12-0092 от 03.05.2001 г. 634034, г. Томск, ул. Усова 7, ком. 052. тел. (3822) 56-44-54

РНБ Русский фонд

2006-4 14853

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Панычев, Сергей Иванович

Введение.

Глава 1. Анализ состояния техники и технологии крепления нефтяных и газовых скважин.

1.1. Общие понятия о креплении скважин и разобщении пластов.

1.2. Основные направления повышения эффективности разобщения пластов.

1.3. Постановка задач исследований.

Глава 2. Проблемы разобщения пластов при креплении нефтяных и газовых скважин на примере месторождений Томской области.

2.1. Геолого-технические условия крепления скважин.

2.1.1. Геологические условия.

2.1.2. Типовые технические решения.

2.2. Проблемы разобщения пластов при креплении нефтяных скважин.

2.2.1. Проблемы разобщения пластов на примере месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК.

2.2.2. Оценка влияния качества разобщения пластов на эффективность эксплуатации скважин.

2.2.3. Проблемы при креплении разведочных нефтяных скважин малого диаметра.

2.3. Проблемы при креплении газовых скважин.

2.3.1. Оценка качества крепления газовых скважин.

2.3.2. Проблемы крепления горизонтальных газовых скважин.

2.3.3. Состояние проблемы межколонных проявлений.

2.4. Выводы.

Глава 3. Исследование влияния геолого - технических факторов на качество цементирования скважин и эффективность разобщения пластов на примере месторождений Томской области.

3.1. Исследование влияния геолого - технических факторов на качество цементирования скважин на примере Крапивинского месторождения.

3.1.1. Оценка геолого - технических условий.

3.1.2. Исследование зависимости качества цементирования от характера насыщения пластовыми флюидами.

3.1.3. Исследование зависимости качества цементирования от зенитного угла скважины.

3.1.4. Исследование зависимости качества цементирования от проницаемости пластов.

3.2. Исследование соответствия расчётных и фактических нагрузок на крепь при эксплуатации скважин.

3.3. Исследование влияния проницаемости пластов на эффективность их разобщения.

3.4. Выводы.

Глава 4. Исследование способов точной установки заколонного пакера на заданной глубине скважины.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности разобщения пластов при креплении нефтяных и газовых скважин"

области.123

4.2. Разработка способа установки пакера и конструкции скважинного прибора.124

4.2.1. Анализ существующих способов точной установки пакера. 124

4.2.2. Выбор канала связи.129

4.2.3. Устройство и принцип действия системы привязки пакера к геологическому разрезу скважины.130

4.2.4. Устройство и принцип действия скважинного прибора.132

4.2.5. Стендовые испытания.137

4.2.6. Промысловые испытания.138

4.3. Выводы.141

Глава 5. Исследование и совершенствование технологии крепления скважин с целью повышения эффективности разобщения пластов.142

5.1. Исследование и совершенствование технологии цементирования скважин с проведением гидроактивации тампонажного раствора.142

5.2. Исследование и совершенствование технологии крепления скважин на примере Лугинецкого месторождения.150

5.3. Исследование и совершенствование технологии изоляции пластов в продуктивной зоне скважин на примере Западно-Полуденного месторождения.158

5.4. Исследование и совершенствование технологии крепления ,, газовых скважин на примере Мыльджинского газоконденсатнонефтяного месторождения.162

Основные выводы и рекомендации.171

Список литературы.174

Приложения.189 ш з

Введение

Актуальность проблемы. Эффективность геологоразведочных работ и разработки нефтяных и газовых месторождений во многом зависит от качества строительства скважин.

Основным требованием к качеству строительства скважин является соответствие их дебитов при испытании и эксплуатации добывным возможностям. Другим, не менее важным, требованием является качественное разобщение пластов в продуктивной зоне скважин, то есть надёжная изоляция нефтенасы[ценного пласта от близлежащих флюидонасыщенных пластов.

Степень соответствия скважин проектным показателям определяет эффективность разведки и эксплуатации месторождений.

Разобщение пластов при креплении скважин является частью технологии заканчивания скважин в цикле их строительства.

Технология заканчивания скважин включает в себя вскрытие продуктивных пластов бурением, спуск и цементирование эксплуатационной колонны, вторичное вскрытие перфорацией, вызов притока и освоение (испытание).

Наиболее сложной задачей при креплении скважин на месторождениях Западной Сибири является качественное разобщение при близком расположении нефте-водо-газоносных пластов, когда расстояние от границ интервала перфорации до ближайшего источника обводнения или газа менее 10 м и в этом интервале отсутствуют глинистые перемычки значительной (более 4-6 м) мощности.

При близком расположении нефте-водо-газоносных пластов резко возрастает вероятность прорыва воды или газа в интервал перфорации скважины по геологическим или техническим причинам.

Опыт разработки месторождений со сложно построенными залежами показывает, что в первый год эксплуатации обводняется до 30% от общего числа вводимых скважин. При этом имеют место большие дополнительные затраты на проведение ремонтно-изоляционных работ (РИР). В эксплуатационном бурении эти затраты составляют около 60%, а в разведочном бурении - почти 80% от общих затрат на крепление скважин [5].

Для эффективной эксплуатации скважин необходимо, чтобы состояние крепи скважины в интервале между пластами обеспечивало возможность приложения необходимых величин депрессии. При низком качестве крепления скважина эксплуатируется при небольшой депрессии на пласт с низким дебитом. При превышении критических для состояния крепи нагрузок вместе с нефтью будет поступать подошвенная вода. В случае наличия близкорасположенных газовых пластов требования к качеству крепи ещё более возрастают.

Эта проблема особенно актуальна для условий эксплуатации нефтяных скважин при механизированном способе добычи со спуском погружных насосов практически в интервал перфорации. При этом величина депрессии на пласт может достигать значений 20,0 МПа и более. Качество крепления в таких условиях должно быть на очень высоком уровне.

Низкое качество разобщения пластов при строительстве разведочных скважин является одной из главных причин получения некорректной информации при их испытании, что в дальнейшем сказывается на результатах подсчёта запасов нефти и газа.

Расширение и углубление знаний в этом направлении являются одной из задач диссертационной работы.

Наряду с проблемами, общими для всех регионов России, для условий строительства разведочных и эксплуатационных скважин на большинстве месторождений Томской области актуальна проблема применения «лежалых» цементов, а таковыми они становятся уже после двух месяцев хранения. Для облегчённых тампонажных цементов допустимый срок хранения сокращается до одного месяца. В связи с сезонным (зимним) завозом цемента и длительными (до года) сроками его хранения качество тампонажно-го материала значительно ухудшается. Для обеспечения качества цементирования необходимо восстановить начальные свойства цемента.

В диссертационной работе автором разработана новая технология гидроактивации тампонажных растворов. Эта технология опробована и внедрена при креплении скважин на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК и приемлема для других регионов, где при строительстве скважин актуальна названная проблема.

Качество разобщения пластов можно повысить использованием комплекса технических средств и технологических приемов.

Наиболее эффективными современными техническими средствами разобщения пластов являются гидравлические заколонные пакеры.

Фактически успешность применения пакеров на месторождениях Томской области и других регионов не превышает 10%. Основной причиной столь низкой эффективности является низкая точность установки пакеров. Одна из глав диссертации посвящена исследованию существующих методов установки заколонных пакеров на заданной глубине скважины и разработке новой технологии точной установки.

В диссертационной работе значительное место отводится решению проблем при креплении газовых скважин, разработке и внедрению мероприятий по совершенствованию существующих технологий. Значительный объём исследований и испытаний в производственных условиях проводится при разработке Мыльджинского газоконденсатонефтяного (ГКН) месторождения. На этом месторождении накапливался опыт строительства в данном регионе эксплуатационных скважин на газ, в том числе с горизонтальным окончанием ствола. До настоящего времени здесь пробурено 53 скважины, 5 из которых закончено горизонтальными стволами.

Результаты осуществления проекта строительства горизонтальных газовых скважин на Мыльджинском месторождении подтверждают высокую эффективность этой технологии. Неудачный опыт строительства таких скважин в Тюменской области (за всю историю разработки месторождений Нового Уренгоя пробурено всего 3 горизонтальные газовые скважины) делает опыт бурения и крепления на Мыльджинском месторождении по-своему уникальным.

Строительство скважин осуществлялось в соответствии с техническими проектами, выполненными ОАО «ТомскНИПИнефть» ВНК, в которых автором разработаны основные технические и технологические проектные решения. Кроме того, автором непосредственно в промысловых условиях осуществлялась научно-методическая помощь буровым предприятиям при проведении наиболее сложных работ по креплению скважин.

Следует отметить, что опыт строительства горизонтальных газовых скважин на Мыльджинском месторождении доказал перспективность этой технологии при разработке газовых месторождений.

Анализ промысловых данных по основным газодобывающим регионам России показывает, что число скважин, в которых возникают межколонные и заколонные проявления газа, весьма велико. Названная проблема остро встала и при вводе в эксплуатацию Мыльджинского месторождения. За редким исключением, в скважинах после вторичного вскрытия зафиксировалось наличие давления в верхнем межколонном пространстве (МКВ) -между технической и эксплуатационной колоннами.

Многочисленные исследования отечественных и зарубежных ученых и специалистов показывают, что причиной появления межколонного давления является наличие флюидопроводящих каналов вследствие низкого качества разобщения пластов.

Проведённый анализ технологии разобщения пластов при креплении нефтяных и газовых скважин месторождений Томской области свидетельствует о том, что она, в большинстве случаев, неадекватна геологическим условиям.

Основной причиной несоответствия применяемой технологии геологическим условиям является недостаточная изученность механизма и закономерностей влияния геолого-технических факторов на качество цементирования скважин и эффективность разобщения пластов.

Решению этих важных задач повышения качества крепления и эффективности разобщения пластов при строительстве разведочных и эксплуатационных нефтяных и газовых скважин и посвящена данная диссертация.

Целью работы является повышение эффективности разобщения пластов в разведочном и эксплуатационном бурении путём испытания и внедрения научно-обоснованных разработок по совершенствованию технологии крепления нефтяных и газовых скважин.

Задачи исследований. Для достижения сформулированной цели необходимо решить следующие задачи:

На примере месторождений Томской области:

• провести анализ состояния проблемы разобщения пластов при креплении нефтяных и газовых скважин;

• исследовать влияние геолого-технических факторов на качество первичного цементирования и эффективность разобщения пластов;

• разработать рекомендации по выбору рациональной технологии крепления в зависимости от геологических условий разобщения пластов;

• провести анализ существующих технологий установки заколонного пакера на заданной глубине скважины и разработать новый способ точной установки;

• провести научно-обоснованное совершенствование существующих технологий крепления скважин с целью повышения эффективности разобщения пластов.

Методика исследований. Перечисленные задачи решались путём анализа и обобщения литературных данных, информации, полученной из всемирной сети INTERNET, промысловых данных, проведения теоретических исследовании с использованием методов математическом статистики и компьютерных программ. Использовались как стандартные, так и разработанные в рамках настоящей работы методики исследований.

При проведении данной работы разработано 10 методик [приложение 1].

Научная новизна выполненной работы заключается в следующем:

1. Научно обоснован и разработан комплексный подход к изучению проблемы разобщения пластов при креплении разведочных и эксплуатационных нефтяных и газовых скважин на примере месторождений Томской области.

2. Установлены механизм и закономерности влияния геолого-технических факторов на качество цементирования и эффективность разобщения пластов, знание которых позволяет выбирать наиболее эффективную технологию крепления в конкретных условиях бурения скважин.

3. Проведено исследование существующих технологий установки за-колонного пакера на заданной глубине скважины и разработан новый способ точной установки.

4. Обоснован, апробирован и внедрён комплекс технологических разработок по повышению эффективности разобщения пластов при креплении нефтяных и газовых скважин.

В работе защищаются следующие научные положения:

1. Применение расширяющихся тампонажных материалов (РТМ) позволяет сохранить высокое качество первичного цементирования при зенитных углах до 30° в продуктивной зоне скважин и тем самым повысить их производительность в период эксплуатации, независимо от характера насыщения пластов и значений их проницаемости.

2. Обоснована необходимость учёта соотношения проницаемостей продуктивного пласта - объекта эксплуатации и близлежащего водонасыщенного пласта - источника обводнения при выборе технологии разобщения пластов и режимов эксплуатации скважин и предложены варианты технических решений. 3. Предложен новый способ разобщения пластов, заключающийся в измерении сопротивления пород разреза скважины автономным устройством в процессе спуска обсадной колонны, передаче забойной информации на дневную поверхность и сравнении ее с ранее полученными данными заключительного каротажа, обеспечивающий возможность точной установки заколонного пакера на заданной глубине скважины без опасности прихвата обсадной колонны. Достоверность научных положений и выводов подтверждается большим объёмом теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, высокой сходимостью расчётных и опытных данных, положительными результатами производственных испытаний и внедрения разработок. Практическая ценность.

1. Результаты исследований влияния геологических факторов на качество цементирования и эффективность разобщения пластов использованы при разработке технологических регламентов и проектировании строительства разведочных и эксплуатационных скважин.

2. Разработанные и апробированные технологические регламенты по креплению скважин используются отраслевыми институтами при проведении научно-исследовательских и проектных работ, технологическими службами буровых и добывающих предприятий - при разработке планов на крепление скважин и оценке качества разобщения пластов.

3. Внедрение новых и совершенствование существующих технологий крепления скважин позволило повысить качество крепления 30 разве-дочых и 200 эксплуатационных нефтяных и газовых скважин в ОАО «Томскнефть» ВНК и ОАО «Томскгазпром».

Апробации работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на межотраслевых научно-практических конференциях «Основные принципы выбора технологии, технических средств и материалов при строительстве и ремонте скважин» и «Техника и технология заканчивания и ремонта скважин в условиях АНПД», проводимых научно-производственным объединением «Бурение» (ОАО НПО «Бурение») (Анапа, 2002); международной конференции «Нефтегазовому образованию в Сибири-50 лет», посвященной 50-летию кафедры геологии и разработки нефтяных месторождений (горючих ископаемых), (Томск, 2002); международной научно-технической конференции «Проблемы научно — технического прогресса в бурении скважин», посвящённой 50-летию кафедры бурения скважин института геологии и нефтегазового дела ТПУ, (Томск, 2004); научно-практической конференции «Проблемы и перспективы развития минерально-сырьевого комплекса и производительных сил Томской области» (Томск, 2004). Отдельные положения, вошедшие в состав диссертации, докладывались и обсуждались на научно-технических советах ОАО «Томскнефть», ОАО «Томсгазпром» и заседаниях Учёного Совета института «ТомскНИПИнефть».

Технологические разработки опробованы путём проведения предварительных и приёмочных испытаний на месторождениях Томской области в ОАО «Томскнефть» ВНК и ОАО «Томскгазпром».

Апробация работы подтверждена 11 документами [приложение 3].

Исходный материал и личный вклад. В диссертационную работу наряду с исследованиями, выполненными лично автором, вошли результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, выполненных при непосредственном участии автора в качестве научного руководителя и ответственного исполнителя 10 научно-исследовательских работ [приложение 4].

При этом непосредственно автором но каждой теме выполнены: постановка задачи, обоснование методик исследований, основная часть патентных исследований, обобщение и анализ исходного материала, составление программ и методик предварительных и приёмочных испытаний, разработка основных положений технологических регламентов, написание заключительных отчётов и защита их на научно-технических советах.

Автор принимал непосредственное участие в разработке и проведении промысловых испытаний новых технологий, в работе по адаптации и совершенствованию существующих технологий крепления скважин (не менее 50% от общего количества скважин, на которых проводились опытно-промышленные испытания).

Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 22 печатных работах.

Объём и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, основных выводов и рекомендаций; изложена на 188 страницах машинописного текста, содержит 29 рисунков, 34 таблицы, список литературы из 111 наименований и 7 приложений.

Заключение Диссертация по теме "Технология и техника геологоразведочных работ", Панычев, Сергей Иванович

Основные выводы и рекомендации

1. Применяемая в разведочном и эксплуатационном бурении технология крепления скважин, в большинстве случаев, неадекватна геологическим условиям.

Основной причиной несоответствия применяемой технологии геологическим условиям является недостаточная изученность механизма и закономерностей влияния геологических факторов на качество цементирования скважин и эффективность разобщения пластов.

2. При выборе технологии разобщения пластов и режимов испытания и эксплуатации скважин кроме расстояния между пластами и мощности глинистых прослоев в разобщающем интервале необходимо учитывать соотношение проницаемостей продуктивного пласта - объекта эксплуатации и близлежащего водонасыщенного пласта - источника обводнения

В работе приведены рекомендации по выбору технологии крепления скважин в конкретных геолого-технических условиях.

3. При цементировании эксплуатационной колонны в интервале продуктивных пластов расширяющимися тампонажными материалами качество цементирования не зависит от характера насыщения пластов, значения их проницаемости и зенитного угла ствола скважины до 30°.

Результатом исследования в данной части работы являются выводы и рекомендации, позволяющие в случае применения РТМ снять технические ограничения значений зенитного угла наклона при проектировании профилей скважин, вызванные снижением качества цементирования, и тем самым повысить дебиты скважин при разработке месторождений.

4. Обоснован новый способ разобщения пластов, заключающийся в измерении сопротивления пород разреза скважины автономным устройством в процессе спуска обсадной колонны, передаче забойной информации на дневную поверхность и сравнении ее с ранее полученными данными заключительного каротажа, который обеспечивает возможность установки заколонного пакера на заданной глубине скважины без опасности прихвата обсадной колонны

5. Решить актуальную проблему применения цементов с истекшими сроками хранения позволяет новая технология цементирования с проведением гидроактивации тампонажных растворов.

6. Внедрение результатов исследований по повышению эффективности разобщения пластов газовых скважин позволии повысить качество цементирования и снизить количество и интенсивность межколонных проявлений газа. В работе содержатся критический анализ внедрения различных технологий крепления газовых скважин. При этом следует отметить вывод о невозможности решения проблемы межколонных проявлений газа применением расширяющихся тампонажных материалов, показавшим на месторождениях Томской области высокий технологический эффект при разобщении нефтеносных пластов от воды и не давших ожидаемого результата при креплении газовых скважин.

Проблема решается путём применения специальных добавок «GASBLOK» и «GAS-СНЕК» для обработки тампонажного раствора, предназначенного для цементирования интервалов как продуктивных , так и вышележащих непродуктивных отложений. Представляется целесообразной и установка заколонного пакера выше верхнего газоносного пласта.

9. Результаты проведённых исследований явились основой для разработки принципиальных решений по разобщению пластов при проектировании технологических документов на разработку месторождений, разработки технологических регламентов на крепление скважин и проектов на строительство скважин.

10. Обоснован, апробирован и внедрён комплекс технологических разработок по повышению эффективности разобщения пластов при креплении нефтяных и газовых скважин в разведочном и эксплуатационном бурении.

Результаты исследований внедрены при креплении 30 разведочных и 200 эксплуатационных скважин на месторождениях Томской области и способствовали ускорению технического прогресса в области крепления скважин в разведочном и эксплуатационном бурении в ОАО «Томскнефть» ВНК и ОАО «Томскгазпром». Экономический эффект от внедрения разработок составил 33 млн. 355 тыс. руб. [приложение 7].

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Панычев, Сергей Иванович, Томск

1. Ахмадишин З.Ш. Способ точной установки пакера // Нефтяное хозяйство. 1985.-№7.-С. 18 -21.

2. Ашрафьян М.О. Проблемы и решения в технологии цементирования скважин малого диаметра // Нефтяное хозяйство. — 2000. № 8. — С. 24 -26.

3. Ашрафьян М.О., Бортов А.В. Опыт применения высокопрочных тампонажных составов на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 1998. -№ 11.-С. 25 -27.

4. Басарыгин Ю.М. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации. В 6 т. Т. 1 / Ю.М Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - С 7.

5. Басарыгин Ю.М. Заканчивание скважин : учеб. пособие для вузов / Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. — 670 с.

6. Белоусов Г.А., Скориков Б.М., Овчинников А.Д. Технико-технологические решения по креплению скважин в сложных геологических условиях // Нефтепромысловое дело. 1999. - № 7. - С. 32-35.

7. Боб Мо, Питер Эрпельдинг. Рост давления в кольцевом пространстве: причины и последствия / / Нефтегазовые технологии. 2000. - № 6. - С. 66-68.

8. Брайен Тарр, Ричард Сукуп. Бурение и крепление ствола: новый шаг в совершенствовании конструкции скважины // Нефтегазовые технологии. 2000. - № 7. - С. 79 - 87.

9. Булатов А.И. Теория и практика заканчивания скважин. В 5 т. Т. 4 / А.И. Булатов, П.П. Макаренко, В.Ф. Будников, Ю.М. Басарыгин. М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. - 496 с.

10. Булатов А.И. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем / А.И. Булатов. М: Недра, 1976. — 260 с.

11. Булатов В.В. Глубинная механика / А.И. Булатов. М.: Недра, 1990. — 264 с.

12. Былевский Г.А. Состояние и пути развития каротажа обсаженных скважин (по зарубежным данным) : обзор / Г.А. Былевский, В.И. Пе-терсилье. М.: Изд-во МГП «Геоинформмарк , 1992. - 23 с. - (Серия : Разведочная геофизика).

13. Вероятностные методы при выборе свойств тампонажного раствора и камня / В.И. Отт, Г.Т. Вартумян, Г.Г. Гилаев, Е.А. Тригубова // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2000. № 12. - С. 19-21.

14. Влияние состава тампонажных композиций на гидростатическое давление столба цементного раствора в период ОЗЦ / А.А. Клюсов, O.K. Ангелопуло, А.А. Рябоконь, Ю.Р. Кривобородов // Нефтяное хозяйство.- 2002. № 9. С. 57 - 58.

15. Выбор интервалов и способов цементирования обсадных колонн / Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов, В.М. Стрельцов, В.Ф. Шипица // Газовая промышленность. 2000. - № 12. - С. 22 - 23.

16. Высокотехнологичные способы манжетного и селективно манжетного цементирования скважин / С.С. Янкулев, Ю.З. Цырин, H.JT. Щавелев, Г.Б. Проводников, Д.Д. Ерега // Нефтяное хозяйство. 1999. - №. 12 -С. 23 - 27.

17. Газопроявления в скважинах и борьба с ними / А.И. Булатов, В.И. Ряб-ченко, И.А. Сибирко, Н.А. Сидоров. М: Недра, 1969. - 278 с.

18. Ганджумян Р.А. Математическая статистика в разведочном бурении / Р.А. Ганджумян. М.: Недра, 1990. - 218 с.

19. Гасумов А.А., Перейма А.А. Повышение качества крепления скважин // Газовая промышленность. — 2001. № 5. — С. 44 - 46.

20. Гайворонский А.А. Крепление скважин и разобщение пластов / А.А. Гайворонский, А.А. Цыбин. -М.: Недра, 1981. 367 с.

21. Горонович С.Н., Цыцымушкин П.Ф., Коновалов Е.А. Тампонажные растворы для крепления наклонно направленных и горизонтальных скважин // Геология, геофизика и разработка месторождений. 2001. -№ 1.-С. 31-32.

22. Данюшевский B.C. Справочное руководство по тампонажным материалам / B.C. Данюшевский, P.M. Алиев, И.Ф Толстых. — 2-е изд.перераб. и доп. М.: Недра, 1987. - 373 с.

23. Ерёменко В.В, Дулаев В.Х. Новые технические средства для цементирования наклонно направленных и горизонтальных скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1998. - № 10.-С. 14-16.

24. Исследование процессов комкования в слеживаемости тампонажных материалов в процессе хранения / Ю.П. Скворцов, В.М. Кравцов, М.Р. Мавлютов и др. : науч.-темат. сб. «Проблемы нефти и газа Тюмени". -Тюмень, 1978. Вып. 39. - С. 73 - 82.

25. Кенгерлинский Ю.С. Комбинированная система электрического канала связи // Известия ВУЗов. Нефть и газ. — 1967. № 10. - С. 18 - 20.

26. Клюсов И.А. Влияние механохимической активации цемента на кинетику и твердение цемента // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2000. - № 5. - С. 22 — 24.

27. Курочкин Б.М. О новом подходе к подготовке продуктивной толщи к креплению скважин // Нефтяное хозяйство. 1999. - № 11. - С. 9 — 12.

28. Курочкин Б.М. О перспективе применения способов изоляции водоносных пластов в открытом стволе в продуктивной толще // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 1. - С. 41 - 44.

29. Курочкин Б.М., Лебедев Е.Д. Технологический комплекс для крепления скважин в сложных условиях // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2002. - № 2. - С. 37 - 39.

30. Лабораторные исследования керна и оптимизация состава технологических растворов. / М.А. Городников, С.И. Панычев, Ю.А. Щемелинин, Н.И. Раздобреева // Вестник инжинирингового центра ЮКОС. М.: Изд-кий дом « Нефть и капитал», 2002. - Вып. 3. - С. 22 - 24.

31. Мнацаканян O.K. Дезинтеграторная активизация цементов длительного хранения // Бурение. 2001. - № 4. - С. 13-17.

32. Милыытейн В.М. Сокращение затрат на цементирование при строительстве и капитальном ремонте скважин // Нефтяное хозяйство. -1999.-№ 6.-С. 16- 18.

33. Нижник А.Е., Лебедев О.А., Бортов А.В. Испытание способа селективного цементирования продуктивного объекта на месторождениях Западной Сибири // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -1998. № 10. - С. 25 - 27.

34. Опыт применения тампонажных растворов при цементировании газовых скважин на месторождениях Крайнего Севера / А.А. Фролов, В.Ф. Сорокин, В.П. Овчинников, В.М. Предигер // Бурение. 2001. - № 5. -С. 19-22.

35. Орешкин Д.В., Янкевич В.Ф., Первушин Г.Н. Проблемы крепления стенок при строительстве нефтяных и газовых скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2002. № 7 - 8. — С. 43-46.

36. Оценка облегчающей способности добавок в тампонажный раствор / И.И. Белей, B.C. Коновалов, Е.Г. Леонов, С.И. Райкевич, В.Ф. Янкевич // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2001.-№8.-С. 25-28.

37. Панычев С.И. Актуальность проблемы качества разобщения пластов при строительстве эксплуатационных скважин на месторождениях

38. ОАО «Томскнефть» ВНК НК « ЮКОС» // Техника и технология закан-чивания и ремонта скважин в условиях АНПД : сб. науч. тр. / ОАО НПО «Бурение». Краснодар, 2002. - Вып. 8. - С. 219 - 225.

39. Панычев С.И. Новая технология точной установки заколонного пакера на заданной глубине в скважине // Вестник инжинирингового центра

40. Ф ЮКОС. М.: Изд-кий дом «Нефть и капитал», 2002. - Вып. 5. - С.54 56.

41. Панычев С.И. Проблемы при креплении горизонтальных газовых скважин на примере местрождений Томской области // Проблемы научно-технического прогресса в бурении скважин : сб. докл. Междунар. на-уч.-техн. конф. / ТПУ. Томск, 2004. - С. 137 - 141.

42. Панычев С И., Денисов А.В. Проблемы при креплении скважин малого диаметра в Томской области // Проблемы научно-технического про1. Ш'

43. Панычев С. И., Каширин Ю. Н. Решение проблемы крепления газовых скважин на Мыльджинском месторождении // Вестник инжинирингового центра ЮКОС. М.: Изд-кий дом «Нефть и капитал», 2002. — Вып. З.-С. 52-55.

44. Панычев С.И., Каширин Ю.Н. Состояние проблемы межколонных проявлений при вводе в эксплуатацию скважин Мыльджинского ГКН месторождения // Основные принципы выбора технологии, технических

45. Ф средств и материалов при строительстве и ремонте скважин : сб. науч.тр. / ОАО НПО «Бурение». Краснодар, 2002. - Вып 7.- С. 213 - 220.

46. Панычев С.И., Чубик П.С., Лукьянов В.Г. Основные направления повышения эффективности разобщения пластов // Проблемы научно-технического прогресса в бурении скважин : сб. докл. Междунар. на-уч.-техн. конф. / ТПУ. Томск, 2004. - С. 128 - 131.

47. Предотвращение каналообразований и заколонных проявлений при цементировании скважин / П.П. Макаренко, Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Ши-пица и др. // Газовая промышленность. 1995. - № 10. - С. 47 - 49.

48. Приготовление тампонажных смесей в условиях бурового предприятия / А.А. Фролов, В.Ф. Сорокин, П.В. Овчинников, В.П Овчинников // Бурение. 2001.-№9.-С. 15 -17.

49. Применение тампонажных растворов с техногенными наполнителями Ш на месторождениях Сибири / П.Я. Зельцер, Е Б. Камынина, Н.Т. Лосева, О.А. Лушлеева, А Г. Фазлыев // Нефтяное хозяйство. — 1998. № 1. -С. 25 -27.

50. Применение диспергаторов для тампонажного раствора при цементировании обсадных колонн / Б.М. Курочкин, М.Н. Студенский, А.Я. Ва-кула, И.Н.Гимазов, В.Н. Максимов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1999. - № 6. - С. 32 - 36.

51. Применение облегченных тампонажных растворов для цементирования Ф продуктивных пластов / В.Ф. Янкевич, С.И. Кабанов, ВА. Волошин,

52. И.И. Белей, А.И. Курдачёв // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2002. - № 7 - 8. - С. 40 - 43.

53. Растроган А.Е., Панычев С.И. Актуальные проблемы качественного вскрытия продуктивных пластов при строительстве скважин на месторождениях ОАО «ВНК» // Научно-техническая ассоциация Восточной нефтяной компании. Вестник ВНК. М: Изд-во ЗАО «Нефяное хозяй

54. Ф ство», 1998. Вып. 1. - С 65 - 67.

55. Расширяющая добавка к облегченным растворам / В.П. Овчинников, Е.П.Дубко, А.А. Шантов и др. // Бурение. 2001. - № 11. - С. 17 - 19.

56. Расширяющая добавка к облегченным тампонажным растворам / В.П. Овчинников, Е.П. Дубко, А.А. Шатов, П.В. Овчинников, В.М. Преди-гер, А.А. Фролов, Н.А. Аксёнова // Бурение. 2001. - № 11. - С. 11-13.

57. Реагент-регулятор седиментационной устойчивости тампонажных растворов / Рябова Л.И., Дерновой В.П., Тимофеева Е.В., Кривошей А.В. //

58. Новые технологии, технические средства и материалы в области промывки при бурении и ремонте нефтяных и газовых скважин: сб. науч. тр. / ОАО НПО «Бурение». Краснодар, 2001. - Вып. 6. - С. 93 - 96.

59. Регулирование циркуляции при обратном цементировании скважин / Р.И. Медведский, М.В. Чупрунов, А.В. Тюрин, В.В. Подшибякин, И.С. Марчук // Газовая промышленность. 2002. - № 4. — С. 35 - 37.

60. Рекомендации по определению максимально-допустимых межколонных давлений для опытной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин Главтюменгазпрома / Протасов В.Я. и др.. / ТюменНИИги-прогаз. — Тюмень, 1986. 26 с.

61. Рекин С.А., Янтурин Р.А. Частота размещения и жёсткость центраторов обсадной колонны на наклонных и горизонтальных участках скважины // Нефтепромысловое дело. 2002. - № 8. - С. 23 - 25.

62. Рекин С.А., Янтурин А.Ш. Основные аспекты выбора центрирующей оснастки обсадных колонн //. Нефтепромысловое дело. 2002. - № 4. -С. 24 - 26.

63. Рябова Л.И. Тампонажные растворы повышенного качества // Бурение и нефть.-2003.-№ 1.-С. 30-31.

64. Рябоконь С.А. Комплексная программа заканчивания скважин // Техника и технология заканчивания и ремонта скважин в условиях АНПД : сб. науч. тр. / ОАО НПО «Бурение». Краснодар, 2002. - Вып. 8. - - С. 3 -14.

65. Савиных Ю.А. Юрьев А.Н. Способ передачи забойной информациии по бурильным трубам в процессе бурения скважины // Технология бурения скважин в Западной Сибири : сб. науч. тр. / Тюменский индустриальный институт. Тюмень, 1976. - Вып. 54. — С. 43 — 51.

66. Современные технологии и технические средства для крепления нефтяных и газовых скважин / ред. С.А. Рябоконя, М.О. Ашрафьян, Д.Ф.

67. Новохатский, О.А. Лебедев, А.В. Черненко, А.Е. Нижник. Н.М. Бредихин, Л.И. Рябова, Т.В. Шамина, А.В. Павельчак, Ю.В. Гринько, В.В. Шабанов. Краснодар : Изд-во «Просвещение - Юг», 2003. - 368 с.

68. Смирнов Н.В., Дунин-Барковский И.В. Курс теории вероятностей и математической статистики для технических приложений. — М.: Изд-во «Наука», 1969.-511 с.

69. Скворцов Ю. П., Шенбергер В. М., Мавлютов М. Р. Опыт цементирования скважин на Правдинском месторождении с применением цементов длительного хранения // Технология бурения нефтяных и газовых скважин : межвуз. темат сб. Уфа, 1975. — Вып. 2. — С. 17 — 21.

70. Семеняк М.В., Тихонов В.Г. Ряд аварийных ситуаций после цементирования скважин Астраханского ГКМ // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 1999. № 3. - С. 22 - 25.

71. Тампонажные смеси для скважин с аномальными пластовыми давлениями / Н.Х. Каримов, Б.Н. Хахаев, Л.С. Запорожец и др.. М.: Недра, 1977.- 184 с.

72. Технология цементирования обсадных колонн / A.M. Лихушин, А.П. Мигуля, B.C. Лаврентьев, А.А. Бабичев // Газовая промышленность. -1999.-№7.-С. 54-56.

73. Технология предотвращения каналообразований и заколонных проявлений при цементировании скважин / В.Ф. Шипица, П.П. Макаренко, Ю.М. Басарыгин, А.Я. Петерсон // Газовая промышленность. — 1998. -№5.-С. 56-57.

74. Тихонов В. Г, Вагнер Г. Р., Рылов Е. Н. Способы повышения безопасной эксплуатации скважин АГКМ с различным межколонным давлением (Предприятие "Астраханьгазпром") // Безопасность труда в промышленности. 1997. - № 12. - С. 10 - 14.

75. Требования к физико-механическим характеристикам тампонажного камня в горизонтальных скважинах / А.И. Булатов, В.В. Дейкин и др. // Газовая промышленность. 1997. - № 1. - С. 10 - 11.

76. Улучшение свойств тампонажных растворов и камня из лежалых цементов / А.И. Булатов, М.О. Ашрафьян, В.И. Крылов и.-др..// Формирование и работа цементного камня : тез. докл. всесоюзн. семин. -Краснодар, 1973. 283 с.

77. Устройство для привязки скважинного оборудования к разрезу: А С. № 1749875 СССР / Греков С.А., Панычев С.И., Хачковский А.А. / Заявл. 04.01089; Опубл. 23.07.92, Бюл. № 27.

78. Цементирование скважин тампонажными растворами с высокими изолирующими свойствами /.М.О. Ашрафьян, Ю.В. Гринько, А.К. Куксов, А.Е. Нижник, Ю.Г. Жадан // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 3. - С. 29 -31.

79. Цементирование скважин в ОАО «Роснефть-Пурнефть» бездобавочными тампонажными цементами / В.М. Меденцев, Ю.И. Сидоренко, Д.Ф. Новохатский, А.К. Куксов // Нефтяное хозяйство. 1998. - № 1. — С. 67-68.

80. Цырин Ю.З. О возможности коренного повышения эффективности технологии разобщения пластов в наклонно направленных скважинах // Нефтяное хозяйство. 1998. - № 9. - С. 1-9.

81. Черненко А.В., Дерновой В.П. Некоторые вопросы качественного крепления нефтяных и газовых скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1998. - № 10. — С. 22 - 24.

82. Шагиев Р.Ф. Скин-фактор и анализ его составляющих // Гидравлический разрыв пласта : матер, семин. / Акад. нар. хоз-ва при правит. Р. Ф. М., 2002.

83. Шарипов А.У., Хафизова Э.Н. Полимерные добавки к тампонажным вяжущим // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.-2001.-№9.-С. 31 -33.