Разработка и исследование рецептур гидрогелевых буровых растворов с конденсированной твердой фазой

Горонович, Вадим Сергеевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка и исследование рецептур гидрогелевых буровых растворов с конденсированной твердой фазой
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка и исследование рецептур гидрогелевых буровых растворов с конденсированной твердой фазой"

На правах рукописи

ГОРОНОВИЧ ВАДИМ СЕРГЕЕВИЧ

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ РЕЦЕПТУР

ГИДРОГЕЛЕВЫХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ С КОНДЕНСИРОВАННОЙ ТВЕРДОЙ ФАЗОЙ (На примере Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения)

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень -2005г.

Работа выполнена в ООО "Волго-Уральском научно-исследовательском институте нефти и газа" ("ВолгоУралНИПИгаз") и Научно-исследовательском и проектном институте технологий строительства скважин (НИПИ ТСС) Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ).

Научный консультант

Официальные оппоненты:

- кандидат технических наук Овчинников Павел Васильевич

- доктор технических наук, профессор Поляков Владимир Николаевич

- кандидат технических наук Штоль Владимир Филиппович

Ведущая организация - Общество с ограниченной ответственностью

"Буровая компания" Открытого акционерного общества "Газпром" (ООО "Бургаз" ОАО "Газпром")

Защита состоится 8 июля 2005 года в 900 на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

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

Автореферат разослан 8 июня 2005 года. Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор технических наук, профессор ^У В.П. Овчинников

9652

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. На крупных месторождениях нефти и газа, таких как Оренбургское, Астраханское и др. в процессе разработки отмечаются значительные изменения пластовых давлений по площади и разрезу, величины которых могут соответствовать как нормальным градиентам давлений, так и аномально-низким пластовым давлениям (АНПД).

Уменьшение градиентов пластовых давлений ниже гидростатических создает трудности в управлении забойным давлением при первичном вскрытии пластов, а также при проведении капитального ремонта скважин.

При существующих технологиях первичного вскрытия пластов и проведения капитального ремонта в условиях А1ШД важнейшим фактором, определяющим затраты на их проведение и продуктивность скважин, являются повышенные репрессии на продуктивные зоны и обуславливающие также масштаб повреждения коллекторских свойств призабойной зоны и отдаленных частей продуктивной формации.

Характерным примером этого являются текущие пластовые давления Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ), которые на данной стадии разработки близки к гидростатическим давлениям, а по ряду УКПГ составляют 0,5 от гидростатического давления.

Действие повышенных репрессий на продуктивные пласты обусловило увеличение числа осложнений и затрат на их ликвидацию, что, при общем снижении продуктивности скважин, определило низкую рентабельность строительства новых горизонтальных скважин, восстановления продуктивности эксплуатационных скважин методом зарезки горизонтальных стволов и капитального ремонта скважин со сроками окупаемости затрат более 5 лет.

Цель работы. Повышение эффективности первичного вскрытия пластов и проведение капитального ремонта скважин за счет использования буровых растворов с плотностью, близкой к плотности. пен для

I «

достижения рентабельной разработки месторождений углеводородов на поздней стадии их эксплуатации.

Основные задачи исследований

1. Разработка унифицированных составов технологических жидкостей, используемых в качестве буровых растворов при первичном вскрытии пластов с нормальными градиентами давлений, и дисперсионной среды при получении стабильных пен.

2. Разработка способа получения стабильных пен.

3. Разработка расчетных алгоритмов управления технологическими процессами при проведении капитального ремонта с использованием стабильных пен.

Научная новизна

1. Научно обоснован и разработан раствор с конденсированной твердой фазой для первичного вскрытия пластов с нормальными градиентами давлений и получения стабильных пен для управления забойным давлением в условиях аномально-низкого пластового давления при проведении капитального ремонта скважин.

2. Экспериментально подтвержден способ получения стабильных пен и исследованы их параметры в зависимости от кратности.

3. Предложена методика расчета параметров технологических процессов с использованием стабильных пен, содержащих азот в качестве газовой фазы азота.

Практическая ценность

На основании выполненных автором теоретических и промысловых исследований разработаны:

— состав коллоид-полимерного раствора для вскрытия карбонатных

коллекторов нефти и газа и получения стабильных пен;

— способ приготовления стабильных пен, позволивший в экспериментальных условиях получить пены со сроками «жизни» более 22 суток;

— методика расчета параметров управления технологическими процессами при использовании стабильных пен, содержащих в качестве газовой фазы азот.

Реализация результатов рабо1ы

Выполненные исследования позволили внедрить коллоид-полимерные растворы для вскрытия продуктивных отложений и при широкомасштабной промысловой апробации исключить аварии, связанные с дифференциальными прихватами в условиях АНПД, а также увеличить продуктивность эксплуатационных скважин.

Расчетная методика и разработанная схема аппаратного обеспечения технологии капитального ремонта скважин с использованием стабильных пен в составе исходных технических требований переданы в ОАО «Газпром» для организации изготовления.

Разработанный состав коллоид-полимерного раствора апробирован при вскрытии продуктивных отложений в ОАО «Удмуртнефть», ОАО «Татнефть», ЗАО «Стимул», ОАО «Оренбургнефть», а также в ООО «Оренбурггазпром». В настоящее время коллоид-полимерный раствор используется для вскрытия продуктивных пластов на ОНГКМ в объемах, определенных «Коррективами показателей разработки основной залежи Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения на период с 2002 по 2005 годы», утвержденными ЦКР.

Апробация работы

«Добыча и промысловая подготовка газа и конденсата, эксплуатация ПХГ» ОАО «Газпром» по вопросу «Новая техника и технология при проведении ремонтных работ на скважинах» (Анапа, 2000).

Публикации. По теме диссертации автором опубликовано 12 печатных работ, в том числе в 4-х патентах России.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников и приложения. Изложена на 184 страницах печатного текста, содержит 30 рисунков, 32 таблицы, список использованных источников 96 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении отражена актуальность работы, обоснована целесообразность я перспективность первичного вскрытия пластов и проведения капитального ремонта скважин с использованием пен в целях достижения рентабельности разработки углеводородных залежей в условиях АНПД, определена цель и сформулированы задачи исследований.

Первый раздел посвящен проблемам первичного вскрытия пластов и проведения капитального ремонта скважин в условиях аномально-низких пластовых давлений на примере горно-геологических условий Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ). При этом показано, что при существующих технологиях первичного вскрытия и проведения капитального ремонта в условиях АНПД важнейшим фактором, определяющим затраты на их проведение и продуктивность скважин после их освоения, являются повышенные репрессии на продуктивные зоны.

Приведена динамика снижения рабочих дебитов скважин после проведения капитального ремонта по годам, которая определила сроки окупаемости затрат на капитальный ремонт в ценах 2002 года от 5 до 15 лет и низкую рентабельность доразработки месторождения.

Проведен анализ существующих технологий управления забойным давлением в условиях АНГЩ, который показал, что эффективным способом управления забойным давлением, при градиентах пластовых давлений значительно ниже гидростатических, является использование пены. При этом было установлено, что существующие технологии использования пен и аэрированных растворов, как их частного случая, базируются на использовании неустойчивых по всем трем факторам систем (кинематической, структурно-механической, термодинамической). Применение этих систем для управления забойным давлением продуктивных отложений обуславливает проблемы, основными из которых являются следующие:

— сложность управления пластовым давлением гидравликой при разделении фаз и наличии относительного движения фаз;

— возможность образования взрывоопасных концентраций в стволе скважины и циркуляционной системе при использовании для вспенивания воздуха;

— неизбежность потерь пены в пласт при разделении фаз и перераспределении давлений в стволе скважины;

— повреждение продуктивности формаций нерастворимой твердой фазой при использовании стабильных трехфазных пен;

— сложность проведения ранней диагностики развития выброса.

Для разработки технологии управления пластовым давлением в условиях АНПД с использованием пен сформулированы следующие требования:

— достижение стабильности и длительности срока "жизни" пены, сопоставимых со сроками проведения ремонтных работ на скважине;

— возможность регулирования фильтрационных и реологических характеристик пены;

— исключение кольматации приствольной зоны нерастворимой твердой фазой;

— обеспечение надежности нейтрализации сероводорода;

— использование в качестве дисперсной фазы инертного газа - азота.

Для реализации поставленной задачи рассмотрена возможность

использования в качестве дисперсионной среды для получения стабильных пен растворов гидрозолей легких металлов, обеспечивающих получение гелей при молярной концентрации, равной 0,1 их растворимости при изменении величины рН, а также обладающих экологической безопасностью и экономической целесообразностью.

Второй раздел посвящен разработке состава промывочной жидкости с плотностью, близкой к плотности воды, для первичного вскрытия пластов и получения стабильных пен, отвечающих следующим требованиям.

— Наличие коллоидной кислоторастворимой твердой фазы с размером частиц в пределах фракций диспергированного бентонита 0 -10*10"4 м.

— Повышенная вязкость среды для замедления истечения жидкости из пленок по каналам Плато за счет капиллярных и гравитационных сил.

— Возможность регулирования фильтрационных и реологических характеристик системы.

— Минимальное отличие плотности жидкой среды от плотности пресной

воды.

— Экологическая безопасность применяемых материалов и их производных.

Для обеспечения сформулированных требований к составу, свойствам и параметрам была исследована возможность получения технологических растворов на основе гидрозолей алюминия А1 (0Н)з»п«(Н20), которые способны образовывать гели. При этом для исключения использования щелочи в больших количествах была исследована реакция замещения соли сильной кислоты алюминия и слабой кислоты кальция. В качестве исходных веществ был обоснован выбор хлористого алюминия (А1С13) и мела технического (СаСОз).

Гидролиз солей, образованных взаимодействием слабых оснований и слабых кислот в этом случае происходит путем связывания гидроксильной группы воды (01Г)и накопления протонов водорода (Н+) в растворе.

Протекание данной реакции сопровождается образованием гидратированных катионов алюминия, выделением С02 и хлористого кальция.

2 AlCIj +3 СаС03 -> 2 Al (ОН)3 + 3 СаС12. (1)

Образующиеся гидратированные катионы алюминия при повышении рН среды гидролизуются с образованием на последней стадии гидролиза гидроксида алюминия А1(Н20)3(0Н)1, который является нерастворимым в воде соединением.

В результате полимеризации гидратированных катионов алюминия происходит образование конденсированных коллоидов, обеспечивающих образование геля, за счет которого обеспечиваются сфуктурно-механические и реологические параметры коллоид-полимерных растворов.

Использование данной реакции позволило полностью исключить расход каустической соды на формирование коллоидной твердой фазы с получением коллоидного раствора со структурой геля.

Выполненными исследованиями было установлено, что образование конденсированной твердой фазы происходит при рН = 4,35 (первая буферная г зона), а полученные гидрозоли алюминия способны образовывать структуры

геля уже при молярной концентрации, равной 0,1. Это позволило считать, что данный способ дает возможность получить технологические растворы с плотностью, близкой к плотности технической воды.

Исследования на электрофоретическом стенде показали, что при рН первой буферной зоны поверхность конденсированных коллоидов имеет положительный электрокинетический потенциал с изоэлектрической точкой

при рН « 9,30. Выход на отрицательный электрокинетический потенциал поверхности коллоида происходит при увеличении рН выше изоэлектрической точки, а повышение рН более 10,5 вызывает растворение конденсированных коллоидов и переход их в истинный раствор алюмината Na(AI(OH)4) (вторая буферная зона).

При изучении полученного геля методом микроскопии было установлено, что размер конденсированных коллоидов составляет 4 • 10"6 м, с наличием небольшого числа агрегатов размером до 150« 10"6 м.

Выполненные исследования при разработке стабилизированного коллоид-полимерного раствора для использования в качестве среды стабильных пен позволили рекомендовать следующий диапазон компонетного состава (таблица 1).

Таблица 1 - Компонентный состав коллоид-полимерного раствора

Наименование компонента ГОСТ, ТУ Концентрация, мас.%

Алюмохлорид ТУ 2152-00242129794-2001 1,33-2,67

Мел молотый технический ГОСТ 12085 - 88 1,5-4,0

Каустическая сода ТУ 2132233 -057 68458 -97 0,1 -0,5

Стабилизатор: МК, КМЦ, КМК 3,0-3,5

Вода Остальное

Примечание: МК - модифицированный крахмал; КМЦ карбоксиметилцеллюлоза; КМК - карбоксиметилкрахмал.

Приведенный диапазон состава коллоид-полимерного раствора обеспечил изменение технологических параметров в следующих пределах (таблица 2).

Таблица 2 - Диапазон регулирования технологических параметров

Наименование параметра Диапазон регулирования

параметров

Плотность, кг/м3 1020 1070

Условная вязкость, с 20 н/т

Фильтрация по ВМ-6, мМО^/ЗО мин 2 8

Статическое напряжение сдвига, дПа 0 9

рН раствора 8,5 9,5

Динамическое напряжение сдвига, Па 6 12

Пластическая вязкость, мПЛ*с 18 58

Таким образом, было выявлено, что растворы геля на основе гидрозолей алюминия соответствуют сформулированным требованиям по способу их получения и основным технологическим свойствам, обеспечивающим получение буровых растворов с плотностью, близкой к плотности воды и стабильных пен.

Третий раздел посвящен разработке технологии первичного вскрытия продуктивных отложений и проведения капитального ремонта скважин с использованием стабильных пен.

Приведен обзор по физико-химическим явлениям, определяющим условия получения стабильных пен, основным параметрам, характеризующим их состояние и способам получения стабильных пен.

Для планирования и ведения процесса первичного вскрытия пластов и капитального ремонта скважин с использованием стабильных пен предложена методика расчета следующих параметров:

— расчет распределения давлений в стволе скважины в статических условиях;

— расчет минимального расхода пены при заданной кратности для обеспечения выноса шлама;

— расчет распределения давлений в стволе скважины при промывке;

— расчет материального баланса фаз при заполнении скважины пеной;

— расчет пеногенератора для получения стабильных пен с заданной кратностью;

— расчет потерь напора в циркуляционной системе (насадка долота, турбобур, бурильные трубы, кольцевое пространство, обвязка насоса);

— расчет расхода пены на долив скважины при подъеме труб.

В основу методики расчета распределения давления по стволу скважины приняты принципы гидродинамических расчетов движения газожидкостной смеси в стволе скважины при отсутствии относительного движения фаз, из условия стабильности пены

фг = Г/( 1+Г) = (яг/яж)/ (1 + Яг/Яж) = Яг /(Яг +Чж), (2)

где Г - газовый фактор, м^м3; Яг- объемный расход газа при движении пены, м3/с; Яж- объемный расход жидкости при движении нены, м3/с.

Последовательность расчета распределения гидростатического давления но стволу скважины предполагает:

— определение термобарических условий на расчетном шаге по стволу скважины;

— расчет удельных объемов растворенного и газообразного азота при термобарических условиях расчетных шагов;

— расчет физических параметров азота и пены при термобарических условиях расчетных шагов;

— расчет гидростатических градиентов давления и их обратных величин на расчетных шагах;

— расчет длин расчетных шагов по стволу скважины, соответствующих принятому распределению давления по стволу скважины.

Расчет температур на устье и на забое при промывке стабильной пеной производится с использованием известных зависимостей, принятых в бурении, при допущении отсутствия тепловых эффектов при сжатии и расширении азота. Определение температуры на расчетном шаге давления производится по интерполяционной формуле, принятой при гидродинамических расчетах движения газожидкостной смеси в колонне подъемных труб нефтяных скважин.

Для упрощения вычислений растворимости азота и повышения точности расчета при термобарических условиях расчетных шагов предложено уравнение расчета поправки к коэффициенту Генри

ЛН = ехр(Гп (Н (Рв0 г,) • 0,0812«Ьп(Рш)+0,5985), (3)

где Н (рв° г, - коэффициент Генри, рассчитанный по уравнениям А.Ю. Намиота; Рш - давление расчетного шага.

Проверочные расчеты по растворимости азота в воде показали, что в диапазонах температур 0 -50 °С и давлений 0,20 - 20,27 МПа, соответствующих термобарическим условиям применения пенных систем для технологии капитального ремонта скважин, достигается необходимая точность расчета растворимости азота в воде (рисунок 1).

Расчет распределения давления от гидростатического давления столба пены производится путем численного интегрирования по заданным шагам его изменения и сводится к вычислению интеграла

Р2

Н = \ ((Ш/ёр) • <1р.

2,5--

—■-Т=25 С [

—•—м"3 Т=25С| —А—Уас-М^ЛЗ Т=50С I —м—Ув)м"Ом"3 Т=50С]

Давление, МПа

Рисунок 1 - График сравнения справочных и расчетных величин

Составляющие гидростатического давления в стволе скважины (МПа) рассчитываются как сумма произведений градиентов гидростатического давления расчетного шага ((с1Р/ёН),,.„,) и высоты расчетного шага до расчетной длины ствола скважины (Ьш) по уравнению

Проведенные расчеты гидростатического давления в стволе скважины позволили определить необходимую кратность пены для проведения капитального ремонта скважин на ОНГКМ при средней глубине кровли продуктивных отложений 1450 м (рисунок 2).

Разработка способа получения стабильных пен основывалась из теоретических условий достижения их стабильности.

растворимости азота в воде

1=1Р

ргсг-Е(ёР/ан)гст-ь,

(5)

¡=1

Кратность пет

Рисунок 2 - График зависимости гидростатического давления на глубине 1450 м от кратности пены (рж = 1020 кг/мэ)

Устойчивость и срок "жизни" пены обеспечивались путем использования трехфазных растворов, достижения принципа равновесия пены за счет монодисперсности и равенства внутренних давлений в пузырьках газовой фазы пены, реологических показателей непрерывной среды, препятствующих относительному движению фаз и истечению жидкости по каналам Плато под действием капиллярных и гравитационных сил.

Выполненные расчеты показали, что для достижения стабильности пен при снижении поверхностного натяжения фильтрата промывочной жидкости до 0,048 Н/м и плотности жидкой среды, равной 1020 кг/м3 при нормальных условиях, необходимо обеспечить предельное напряжение сдвига, равное 4,6 Па, а удельную поверхность раздела фаз > 12700 м2.

Для достижения высокой дисперсности пузырьков пены выбран способ дробления азота через пористую мембрану, с дополнительным срезом

развивающегося пузырька лопастью активатора па устье поры мембраны, скользящего по ее поверхности в жидкую среду. При этом размер пор фильтра соответствовал 16*10^, а число оборотов активатора от 4 до 18 С-1 в зависимости от необходимой кратности получаемой пепы.

Для изучения свойств пены были исследованы следующие составы и параметры коллоид-полимерных растворов в качестве непрерывной среды пены (таблица 3).

Таблица 3 - Составы и параметры коллоид-полимерного раствора для получения стабильных пен

№ Концент- Состав Параметры коллоид-полимерного раствора

состава рация коллоидного Плотность, Водоотдача, СНСхо, V», л,

коллои- раствора, кг/м3 10-®-м3/30 Па Па мПа*с

дов, М мае % мин.

1 0,10 1020 3,5 0 7,6 42

2 0,15 1%КМК+ 1030 3,5 6 7,9 45

3 0,20 3%МЮ 1040 3,5 15 8,2 49

4 0,25 4 0,3% 1050 3,5 21 20,1 58

5 0,30 №ОН 1060 3,5 30 28,2 66

6 0,35 1,070 3,5 45 36,3 78

Примечание: КМК - карбоксил модифицированный крахмал: МК -

модифицированный крахмал; ЫаОН - каустическая сода.

Изучение параметров пен проводилось на составах с кратностью 7. которая отвечает средним условиям их применения на ОНПСМ. Результаты замеров представлены в таблице 4.

Таблица 4 - Свойства пен при кратности, равной 7

Номер ПАВ Концентрация Кратность Плотность Стабиль-

состава ПАВ, вес.% пены пены ность пены,

(ст.у.), сут

кг/м3

1 АДМА 0,9 7 0,145 6

2 0,9 7 0,147 8

3 0,9 7 0,149 12

4 0,9 7 0,150 18

5 0,9 7 0,152 22

6 0,9 7 0,153 >22

Примечание: АДМА - неионогенный ПАВ

При расчете гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе и давления на насосе были учтены особенности, связанные с несоответствием гидростатических составляющих грубного и затрубного пространств, определением потерь напора при движении двухфазного потока по трубному и затрубному каналам скважины, насадкам долота, гидравлическому забойному двигателю и др.

Последовательность расчета гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе с использованием ПЭВМ предполагает определение распределения давлений в затрубном пространстве по стволу скважины и нахождение давления на забое, расчет потерь напора в долоте и гидравлическом забойном двигателе. После этого определяется давление в сечении трубы над гидравлическим забойным двигателем.

Распределение давления по стволу скважины и в трубах при течении пены как двухфазного потока, определяется гидростатической и гидродинамической составляющими.

Для выполнения расчетов гидравлических сопротивлений при движении пен были определены зависимости реологических показателей от кратности пен, которые представлены на рисунках 4,5.

Кратность пены

Рисунок 3 - График изменения динамического напряжения сдвига от кратности пены

Для вычисления гидродинамической составляющей с!Ргд использованы уравнения Г.С. Телетова.

аРгл = с^ + <1Руск, (6)

где (П^ - составляющая сил трения; с}РуС1С - составляющая инерционных сил.

Составляющая сил трения на расчетном шаге (сфЛЩ^п определяется уравнением

(ф/ан)^ 10^-Х/(2-в-Р.(Зг). [(^рг-иг2) +((1-0 • (Рж-иж2))], (7)

где X - гидравлический коэффициент трения; g - ускорение свободного падения; Р - площадь канала течения, с!г - гидравлический диаметр трения, Г— объемное газосодержание, рг - плотность газовой фазы при термобарических условиях расчетного шага, и, - скорость движения газа, рж _ плотность жидкой фазы на расчетном шаге, иж- скорость движения жидкости.

Кратность пены

Рисунок 4 - График зависимости пластической вязкости от кратности пены

Составляющая инерционных сил рассчитывается по уравнению

(ёрШ)уск=10-6/§ •№рг-и1)+((1-^-Рж-иж)]„-[ (^рг-иг)+((1-0-рж-иж)] ь^ь- (8)

Вычисление потерь напора в трубах производится от долота. Перепад давления в долоте и гидравлическом забойном двигателе при движении двухфазного потока рассчитывается по формулам Р.А.Мукминова и М.Р.Мавлютова.

После определения давления на забое, перепадов давления в долоте и гидравлическом забойном двигателе рассчитывается давление в трубах в сечении над гидравлическим забойным двигателем по уравнению

Рнт = Р, + ДРд,м + ЛРГ1Я.СИ, МПа (9)

где Р, - давление на забое скважины, МПа., АР(,.СМ - перепад давления в долоте при течении жидкости, МПа, АРГ,1СИ - перепад давления в гидравлическом забойном двигателе, МПа.

Расчет гидростатической составляющей в трубах определяется также по принципу интегрирования по шагу с определением физических параметров газа, жидкой среды и пены. При этом за величину давления начала первого шага принимается давление Р„г.

Потребная производительность мультифазною насоса определяется необходимым расходом пены для обеспечения выноса шлама.

Особенностью поведения пены при движении по стволу скважины системы является изменение физических параметров, характеризующих как саму консистенцию пены, так и ее скоростные параметры.

Для расчета минимального расхода пены при термобарических условиях забоя, обеспечивающего витание часгицы шлама заданного размера и плотности, использовано уравнение Е.Г. Леонова

Ргг- Рг/(Рш +0,008) • Ргж- р*/(рш +0,008) = 0,011, (10)

где р. , рш рж_ плотность соответственно частиц газа, шлама и жидкости; Ргг, Ргж - числа Фруда для газовой фазы и жидкой непрерывной среды, соответственно.

Объемные расходные доли фаз в потоке смеси и расходы при этом определяются но формулам

<Зж=С>г'0-фг)/ф.,

(11)

где и Ог- объемный расход соответственно жидкости и газа; срг - объемное I азосодержание.

иг = СУК« ; иж = О^Л7«, (12)

где Рк- площадь поперечного сечения канала, м2.

Проведенные расчеты показали, что витание частиц шлама с эквивалентным диаметром 0,004 м и плотностью 2700 кг/м3 при работе в эксплуатационной колонне диаметром 177,8 мм с толщиной стенки 8,05 мм, бурильным инструментом диаметром 89 мм при газовом факторе 5,4 м3/т на глубине 1737 м происходит при следующих расходных параметрах на забое: = 0,0054 м3/с, С>„ =0,00013 м3/с; на устье: С»-^ =0,005 м3/с, = 0,019 м3/с.

Для расчетов аппаратного обеспечения за критерий величины расхода принимается удвоенный минимальный расход насоса по жидкости, необходимый для выноса птлама максимального ожидаемого размера.

Данный расход обеспечивает вынос шлама и работу 1-идравлических забойных двига1елей в колонне диаметром 177,8 мм.

Учитывая, что стабильные пены в нормальных условиях являются малоподвижными системами в силу высоких структурно-механических и реологических показателей, а также небольшой гравитационной составляющей, необходимым условием подачи их в мультифазный насос может бьпь предварительное нахождение пены под избыточным давлением. Поэтому работа с использованием стабильных пен должна предпола!ать наличие закрытой циркуляции и нахождение ее на поверхности под давлением порядка 0,15 МПа.

Для планирования операции глушения скважины и производства спуско-подъемных операций разработаны методики расчета материального баланса на

заполнение скважины, циркуляционной системы и объема пены на долив скважины при подъеме инструмента.

Расчет потребности азота и жидкой среды на заполнение скважины пеной, а также на замещение объема материала колонны труб при подъеме производится путем определения объемов газообразного и растворенного азота и жидкости по длинам расчетных шагов и их суммированием.

Выполненный пример расчета объема пены для долива скважины при стандартных условиях с газовым фактором 10 м3/м3 показывает, что при подъеме бурильного инструмента 89-9,35 мм при эксплуатационной колонне 177,8 мм с глубины 1442 м расход ее составит 27,5 м3.

Проведенные исследования и компьютерное моделирование, а также анализ требований нормативных документов позволили определить схему циркуляционной системы (ЦС) для проведения капитального ремонта скважин с использованием стабильных пен, обеспечивающую проведение следующих технологических операций: размещение и накопление необходимых материалов для приготовления пены; приготовление или размещение коллоид-полимерного раствора для приготовления пены; приготовление пены; обеспечение работы мультифазного насоса при заданном расходе по жидкости и давлению на насосс; проведение очистки пены от шлама; долив скважины пеной при подъеме колонны труб и гашение пены при окончании работ.

Для работы на пенных системах устье скважины дополнительно должно быть оборудовано вращающимся превентором, позволяющим герметизировать устье скважины при вращении, линейных перемещениях инструмента, в том числе и при производстве спуско-подъемных операций при избыточном давлении на устье скважины 0,15 МПа Необходимость данного мероприятия определяется условиями обеспечения работы мультифазного насоса при высоких реологических показателях и низкой плотности стабильных пен.

Четвертый раздел посвящен результатам промысловых испытаний коллоид - полимерного раствора. Объемы внедрения коллоид-полимерных

растворов для вскрытия продуктивных отложений горизонтальными участками стволов по предприятиям па 0.1.01.2005 составили: ОАО «Удмуртнефть» - 3 скважины, ОАО «Татнефть» - 2 скважины, ЗАО «Стимул» - В скважин, ОАО «Оренбургнефть» - 2 скважины и ООО «Оренбурггазпром» - 36 скважин.

При проведении опытно-промысловых работ по вскрытию продуктивных отложений и борьбы с осложнениями использовался следующий диапазон регулирования технологических параметров коллоид-полимерных растворов без использования утяжелителя (таблица 5).

Таблица 5 - Диапазон регулирования технологических параметров

Наименование параметра Диапазон регулирования параметров

Плотность (без утяжелителя), кг/м3 1020 1400

Условная вязкость, с 20 н/т

Фильтрация по ВМ-6, м**10 6/30 мин 1,5 6

Динамическое напряжение сдвига, Па 6 15

Пластическая вязкость, мПА*с 12 45

Статическое напряжение сдвига, дПа 0 18

рН раствора, ед. 6,0 9,5

Поверхностное натяжение фильтрата, Н/м 0,038 0,083

Наличие конденсированной твердой фазы,% (вес) 1,5 3,5

Коэффициенты трения в контактных парах при удельных нагрузках горизонтального бурения без смазывающих добавок (микроизмерения): «Сталь - сталь» «Сталь-порода» 0,03 0,07 0,05 0,15

Регулирование плотности коллоид - полимерных растворов производилось за счет добавки солей (К'аС1, СаСЬ) или использования рассолов соответствующей плотности.

При наличии сероводорода в пластовых флюидах (скважины ЗАО «Стимул», ООО «Оренбурггазпром») нейтрализацию сероводорода

производили вводом в раствор хелата цинка («МТЬОАКО Ь») в количестве до 1 %(масс.).

Анализ технико-экономических показателей бурения горизонтальных участков стволов скважин и продуктивности скважин после освоения позволил сделать следующие выводы :

— составы коллоид-полимерных растворов обеспечили стабильность технологических параметров, в том числе при наличии сероводорода в пластовом флюиде (до 6 % объемн.), разбуривании ангидритов и загрязнении раствора цементом при установке цементных мостов, что сократило время на проведение повторных обработок, а также расход материалов;

— использование коллоид-полимерных растворов обеспечило повышение показателей работы долот до 30 % за счет низкого объемного содержания твердой фазы и коэффициентов трения в контактных парах «сталь - сталь», «сталь - порода» при удельных нагрузках, соответствующих условиям горизонтального бурения;

— применение коллоид - полимерных растворов позволило обеспечить повышение рабочих дебитов (по актам освоения) газовых скважин до 1,8 раз, а нефтяных скважин до 5,5 раз за счет кислоторастворимой твердой фазы, ингибирующей способности фильтрата к глинистым материалам порового пространства и других эффектов, не являющихся предметом настоящих исследований.

Это позволило получить экономический эффект только по одной горизонтальной скважине ЗАО «Стимул» в объеме 4824,5 тыс. рублей.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

1. Теоретически обоснованы и экспериментально подтверждены технологические решения по управлению забойным давлением в условиях аномально низких пластовых давлений при первичном вскрытии пластов и проведении капитального ремонта скважин с использованием стабильных пен.

2. На уровне изобретений (пат. РФ № 2135542, 2187533, 2222567) созданы рецептуры гидрогелевых буровых растворов с конденсированной твердой фазой, являющиеся как материалами самостоятельного применения, так и основой для получения стабильных пен.

3. Разработан способ и технические средства получения стабильных пен для капитального ремонта скважин с заданной кратностью, обеспечивающей срок «жизни» более 22 дней и исследованы их технологические параметры.

4. Предложены алгоритмы расчета управления технологическими процессами с использованием стабильных пен, адаптированные к первичному вскрытию пластов и ремонту скважин.

5. Разработана технологическая схема циркуляционной системы, подготовлены и переданы в ОАО «Газпром» исходные технические требования для ее выпуска.

6. Проведены опытно - промысловые испытания коллоид - полимерных растворов при вскрытии продуктивных отложений, которые подтвердили их высокие технологические свойства. Экономический эффект только по одной горизонтальной скважине ЗАО «Стимул» составил порядка 4,8 млн. рублей.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах.

1. Горонович С.Н., Гафаров H.A., Горонович B.C. , Никитин Б. А. Технологические аспекты применения пен при проведении капитального ремонта скважин и вскрытии продуктивных отложений // Новые технологии в газовой промышленности: Тез. докл. - М.: РГУНГ им. Губкина, 1999. - С. 19-21.

2. Горонович С.Н., Селиханович A.M., Олейников А.Н., Гафаров H.A., Горонович B.C., Тиньков И.Н., Коновалов Е.А. Разработка рецептуры и перспективы применения коллоид - полимерных буровых растворов // Современные тенденции развития техники и технологии строительства и восстановления нефтяных и газовых скважин: Тез. докл. - М.: АБП, 1999. -С.92-102.

3. Пат. 2135542 РФ. МКИ 6С09 К 7/02 Г Гидрогелевый буровой раствор / С.Н. Горонович, А.Н. Олейников, A.M. Селиханович, H.A. Гафаров, Н.Г. Никонов, B.C. Горонович, Г.А. Чуприна (РФ). - № 97100696/03; Заяв. 16.01.97, Опубл. 27.08.99, Бюл. №24 (II).

4. Горонович B.C., Селиханович A.M., Гафаров H.A. Разработка способа получения стабильных пен и исследование их параметров / Новая техника и технология при проведении ремонтных работ на скважинах: Матер, секции НТС «Добыча и промысловая подготовка газа и конденсата, эксплуатация ПХГ» ОАО «Газпром». - Анапа, май 2000 г. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2000. - С. 128-139.

5. Горонович B.C. Расчет гидростатического давления при проведении капитального ремонта скважин с использованием стабильных пен. / Наука и технология углеводородных дисперсных систем: Матер, второго Междунар. симпозиума. - Уфа: Реактив, 2000. - С.23.

6. Горонович B.C., Селиханович A.M., Нечаев А.К. Опыт применения коллоид-полимерных растворов при вскрытии продуктивных отложений. / Наука и технология углеводородных дисперсных систем: Матер, второго Междунар. симпозиума. - Уфа: Реактив, 2000. - С.25.

7. Горонович B.C., Селиханович A.M., Коновалов Е.А. Результаты промыслового испытания коллоид-полимерного раствора при вскрытии нефтеносных пластов на месторождениях «Удмуртнефть» // НТС. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - 2001. - № 2. - С. 10-11.

8. Горонович B.C., Селиханович А.М., Коновалов Е.А. Вскрытие продуктивных отложений восточной зоны Оренбургского НГКМ горизонтальными участками стволов с использованием коллоид-полимерных растворов. // Там же, С. 14-15.

9. Пат. 2187533 РФ МКИ 7 С09 (РФ) Пенообразующий cociaB / С.Н Горонович, H.A. Гафаров, A.M. Селиханович, B.C. Горонович (РФ). - № 20001319992; Заяв. 20.08.2002, Опубл. 21 08.2002, Бюл. №23.

10. Пат. 2227063 РФ. МКИ 7 С2 (РФ) Пеногснератор /С.Н. Горонович, H.A. Гафаров, A.M. Селиханович, B.C. Горонович (РФ). - № 2001123159; Заяв. 16.08.2001, Опубл. 20.04.2004, Бюл. №11.

11. Горонович B.C., Гафаров H.A., Гафаров Ш.А. Горонович C.1I. Новые технологии первичного вскрытия продуктивных карбонатных коллекторов // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. -ВНИИОЭНГ. - 2003. - № 8. - С. 20-21.

12. Пат. 2222567 РФ. МКИ 7 С2 (РФ) Гидрогелевый буровой раствор / С.Н. Горонович, A.M. Селиханович, B.C. Горонович, Г.А. Чуирина (РФ). - № 2002119165; Заяв. 16.07.2002, Опубл. 27.01.2004, Бюл. № 3.

Соискатель

B.C. Горонович

Подписано в печать 25.05.2005 г. Печать RISO Бумага офсетная Тираж 100. Ззкаа №91.

Отпечатано с готового набора в типограф™ ООО «Принт-Сервис» Лицензия ПЛД№ 59-17 от01 07 1998 г

460000, г Оренбург ул. Краснознаменная, 5. Тел.(3532)77-24-71

»1185 1

РНБ Русский фонд

2006-4

9658

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Горонович, Вадим Сергеевич

ВВЕДЕНИЕ.

1. АНАЛИЗ ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ, ПРОВЕДЕНИЯ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН И ПРИМЕНЯЕМЫХ ТЕХНОЛОГИЙ УПРАВЛЕНИЯ ЗАБОЙНЫМ ДАВЛЕНИЕМ.

1.1. Горно-геологические условия первичного вскрытия продуктивных пластов и проведения капитального ремонта скважин в условиях аномально-низких пластовых давлений (АНПД).

1.2. Применяемые технологии управления забойным давлением при первичном вскрытии продуктивных отложений и проведении капитального ремонта скважин.

1.3. Направления совершенствования технологии управления забойным давлением при первичном вскрытии продуктивных отложений и проведении капитального ремонта скважин.

2. РАЗРАБОТКА СОСТАВА ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ СТАБИЛЬНЫХ ПЕН.

2.1. Анализ составов и параметров технологических растворов с конденсированной твердой фазой и выбор способа их получения.

2.2. Планирование лабораторных работ и обработка результатов измерений.

2.3. Разработка рецептуры коллоид-полимерного раствора.

3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ И ПРОВЕДЕНИЯ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СТАБИЛЬНЫХ ПЕН.

3.1. Основные представления о пенах и способах их получения.

3.1.1 Стабилизация и разрушение пен.

3.2 Расчет распределения давления по стволу скважины при заполнении стабильной пеной.

3.3 Разработка способа получения стабильных пен и исследование их параметров.

3.4 Разработка алгоритма гидродинамического расчета движения пен в циркуляционной системе.

3.5 Обоснование расхода пены для гидроочистки ствола скважины.

3.6 Расчет материального баланса и объема долива скважины при подъеме инструмента.

3.7 Аппаратное обеспечение технологии первичного вскрытия продуктивных отложений и проведения капитального ремонта скважин с использованием стабильных пен.

4. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОМЫСЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ КОЛЛОИД

ПОЛИМЕРНЫХ РАСТВОРОВ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка и исследование рецептур гидрогелевых буровых растворов с конденсированной твердой фазой"

На крупных месторождениях нефти и газа, таких как Оренбургское, Астраханское и др. в процессе разработки отмечаются значительные изменения пластовых давлений по площади и разрезу, величины которых могут соответствовать как нормальным градиентам давлений, так и аномально-низким пластовым давлениям (АНПД).

При существующих технологиях первичного вскрытия пластов и проведения капитального ремонта в условиях АНПД важнейшим фактором, определяющим затраты на их проведение и продуктивность скважин, являются повышенные репрессии на продуктивные зоны и обуславливающие также масштаб повреждения коллекторских свойств призабойной зоны и отдаленных частей продуктивной формации.

Аномально-низкие пластовые давления создают условия, при которых становится невозможным достижение нормативной репрессии на пласты при использовании буровых растворов и промывочных жидкостей, как на водной, так и на неводной основе. При этом превышения гидростатических давлений над пластовыми давлениями достигают 5-6 МПа по кровле пласта и 8 - 12 МПа на конечной глубине.

Снижение пластового давления в продуктивных отложениях определяют рост эффективных напряжений в скелете коллекторов и развитие в них трещин. Это, в совокупности с техногенными воздействиями на продуктивные отложения, в процессе освоения и интенсификации пластов, а также их дренирования при добыче, привело к росту частоты осложнений, связанных с поглощениями растворов и дифференциальными прихватами колонны труб. Так на ОНГКМ частота случаев поглощений промывочных жидкостей при восстановлении продуктивности скважин методом зарезки горизонтальных участков стволов скважин в условиях АНПД за период с 1997 года по 2003 год возросла с 25,3 % до 77 %, а при проведении капитального ремонта скважин -до 83,3 %.

Отмечена также высокая частота случаев дифференциальных прихватов при восстановлении продуктивности скважин методом зарезки горизонтальных участков стволов скважин, которая по полной выборке числа выполненных работ составила 13,8 %.

Сохранение продуктивности карбонатных коллекторов при проведении капитального ремонта скважин в условиях аномально-низких пластовых давлений (АНПД) требует комплексного подхода. При этом должны быть исключены необратимая кольматация поровых каналов твердой фазой, масштабное проникновение фильтрата и самой промывочной жидкости раствора в приствольную зону и раздренированные пласты, а также минимизировано снижение проницаемости продуктивных коллекторов, определяемых поверхностными явлениями и химическими взаимодействиями в поровых каналах.

На различных этапах разработки ОНГКМ в зависимости от текущих пластовых давлений для глушения скважин при капитальном ремонте использовались различные типы промывочных жидкостей на водной основе.

При снижении пластового давления ниже гидростатического в качестве промывочных жидкостей были опробованы растворы на нефтяной основе (инвертные эмульсии), которые обеспечивали плотность промывочных жидкостей от 900 кг/м3 и выше. Однако применение этих растворов не вышло из рамок опытно-промысловых работ в силу экономических и экологических ограничений, а также отсутствия эффекта сохранения продуктивности скважин после проведения капитального ремонта скважин и их освоения.

Одним из перспективных направлений управления забойным давлением в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) является использование пен как промывочного агента при первичном вскрытии продуктивных отложений и капитальном ремонте скважин. Однако все разработанные технологии предполагают использование нестабильных пен с воздухом в качестве газовой фазы. Использование нестабильных пен, из-за разделения фаз и перераспределения давлений в стволе скважины, для управления забойным давлением в газоносных отложений не отвечает требованиям промышленной безопасности (наличие пирофорных соединений, возможность образования взрывоопасных концентраций в стволе скважины и наземном комплексе оборудования при поступлении газа).

Применение известных составов стабильных трехфазных пен с нерастворимой в кислоте твердой фазой также представляется не оправданным из-за повреждения продуктивности формаций.

Цель исследований - повышение эффективности первичного вскрытия пластов и проведение капитального ремонта скважин за счет использования буровых растворов с плотностью, близкой к плотности воды и стабильных пен для достижения рентабельной разработки месторождений углеводородов на поздней стадии их эксплуатации.

Для достижения указанной цели поставлены следующие задачи.

1. Разработка унифицированных составов технологических жидкостей для использования в качестве буровых растворов при первичном вскрытии пластов с нормальными градиентами давлений, и дисперсионной среды при получении стабильных пен.

2. Разработка способа получения стабильных пен.

Научная новизна

3. Предложена методика расчета параметров технологических процессов с использованием стабильных пен, содержащих азот в качестве газовой фазы.

Практическая значимость полученных результатов

Выполненные теоретические исследования позволили: повысить показатели работы долот при бурении горизонтальных участков стволов до 30 % за счет низких объемного содержания твердой фазы и коэффициентов трения, обеспечивших эффективность передачи нагрузки на долото; увеличить продуктивность скважин при вскрытии карбонатных коллекторов при использовании коллоид-полимерных растворов на газовых скважинах до 1,8 раза и нефтяных до 5,5 раз; исключить дифференциальные прихваты при бурении горизонтальных участков стволов в условиях АНПД; . разработать способ приготовления стабильных пен с использованием в качестве пенообразующего состава коллоид-полимерных растворов, позволивший в экспериментальных условиях получить пены со сроками «жизни» более 22 суток; определить исходные технические требования к аппаратному оформлению циркуляционной системы, которые переданы в ОАО «Газпром».

Разработанный состав коллоид-полимерного раствора апробирован при вскрытии продуктивных отложений в ОАО «Удмуртнефть», ОАО «Татнефть»,, ЗАО «Стимул», ОАО «Оренбургнефть», а также в ООО «Оренбурггазпром». В настоящее время коллоид-полимерный раствор используется для вскрытия продуктивных пластов на ОНГКМ в объемах, определенных «Коррективами показателей разработки основной залежи Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения на период с 2002 по 2005 годы», утвержденными ЦКР.

Апробация работы

Основные результаты исследования были доложены, обсуждены и одобрены на Российской межотраслевой конференции «Новые технологии в газовой промышленности» (- М:, 1999), Международном симпозиуме «Наука и технология углеводородных дисперсных систем» (- Уфа, 2000), Секции НТС «Добыча и промысловая подготовка газа и конденсата, эксплуатация ПХГ» ОАО «Газпром» по вопросу «Новая техника и технология при проведении ремонтных работ на скважинах» (Анапа, 2000).

Публикации. По теме диссертации автором опубликовано 12 печатных работ, в том числе в 4-х патентах России.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников (96 наименований) и приложения. Изложена на 167 страницах печатного текста, содержит 31 рисунок, 32 таблицы.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Горонович, Вадим Сергеевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

2. На уровне изобретений (патенты РФ № 2135542, 2187533, 2227067) созданы рецептуры гидрогелевых буровых растворов с конденсированной твердой фазой являющиеся как материалами самостоятельного применения, так и основой для получения стабильных пен.

3. Разработан способ и технические средства получения стабильных пен для капитального ремонта скважин с заданной кратностью, обеспечивающий срок «жизни» более 22 дней, исследованы их технологические параметры.

6. Проведены опытно - промысловые испытания коллоид — полимерных растворов при вскрытии продуктивных отложений, которые подтвердили их высокие технологические свойства. Экономический эффект только по одной горизонтальной скважине ЗАО «Стимул» составил порядка 4,8 мил. рублей.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Горонович, Вадим Сергеевич, Тюмень

1. Шпильман И.А. Опыт разведки и направления открытия уникальных и крупных месторождений нефти и газа. — Оренбургское книжное издательство, 1999.-с. 46-60.

2. Политыкина М.А. О пластовом строении Оренбургского газоконденсатного месторождения/ Геология нефти и газа, 1980. № 6. с. 26 33.

3. Чернов Н.И. О зональном распределении фильтрационных свойств в газонасыщенных карбонатных породах Оренбургского месторождения. — ВНИИГазпром, 1981. № 6.

4. Жабрев И.П., Политыкина М.А., Участкин Ю.В. Суперколлекторы Оренбургского газоконденсатного месторождения/ Геология нефти и газа, 1979. № 3. с. 20-28.

5. Политыкина М.А., Гладков А.Е. Сульфатный метасоматоз в карбонатных коллекторах (на примере Оренбургского месторождения)/ РН. Сер. Геология и разведка газовых, газоконденсатных месторождений. М., 1983. №7.-с. 1-4.

6. Изучение карбонатных коллекторов палеозоя юго-западных районов Оренбургской области: Отчет о НИР по теме ОГ-45/75. ВНИГНИ; руководитель М.А.Политыкина; фонды ВНИГНИ. Оренбург, 1975. - 145 с.

7. Детальные исследования литологии коллекторов Оренбургского газоконденсатного месторождения: Отчет о НИР по теме 01-12/78. ВУНИПИгаз; руководитель М.А.Политыкина; фонды ВУНИПИгаз. Оренбург, 1978.-128 с.

8. Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. М.: Недра, 1978. - 256 с.

9. М. Кристиан, С. Сокол, А. Константинеску. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. М.: Недра, 1985. — с. 8-17.

10. Зайцев Ю.В., Даниельянц А.А., Круткин А.В., Романов А.В. Освоение и ремонт нефтяных и газовых скважин под давлением. М.: Недра, 1982. - с. 35.

11. Динков А.В., Фомичев В.А., Прожогин Л.Г., Нитипин Л.Д. Физико-химические процессы, происходящие в призабойной зоне при воздействии на нее различными реагентами/ X юбилейная науч.-техническая конф. Сб. докл.: Новый Уренгой. М.: ИРЦ Газпром, 1994.

12. Исследование газодинамических свойств пластов, физико-химических и товарных характеристик флюидов нефтегазоконденсатных месторождений: Отчет о НИР по теме 02-32/94.95. ВУНИПИгаз; руководитель Д.З.Сагитова; фонды ВУНИПИгаз. Оренбург, 1995. - 97 с.

13. Галян Н.Н., Галян Д.А. Глушение скважин в условиях карбонатных коллекторов большой мощности. — ВНИИЭгазпром, 1987. Вып. с. 11 16.

14. Захаров А.П. Классификация буровых промывочных жидкостей // Экспресс инфор. Сер. Бурение, разработка и эксплуатация газовых и морских нефтяных месторождений в зарубежных странах. Зарубежный опыт. -ВНИИЭгазпром,1988. — Вып. 13.-с. 1 -3.

15. Самохвалов А.Н. О правильном выборе жидкости для заканчивания и ремонта скважин.-ВНИИЭНГ, 1986.-Вып. 18.-е. 19-23.

16. Абрикосов И.Х., Гутман И.С. Общая, нефтяная и нефтепромысловая геология. М.: Недра, 1982. - с. 224 - 234.

17. Кендис М.Ш., Глущенко В.Н., Орлов Г.А., Карпов В.М. Обратные эмульсии для глушения скважин/ Нефтяное хозяйство, 1983. № 2. с. 56 - 59.

18. Расизаде Я.М. Глушение скважин/ Нефтепромысловое дело и транспорт нефти, 1984. Вып. 2. - с. 9 - 11.

19. Зарипов С.З., Шенцвит Л.И., Мердяшев В.И. Применение жидкостей для задавливания скважин при их ремонте/ СИ ВНИИОЭГ, Сер. Нефтепромысловое дело. — М., 1981. — 45 с.

20. Булатов А.И., Качмар Ю.Д., Макренко П.П., Яремийчук Р.С. Освоение скважин: Справочное пособие. М.: ООО Недра — Бизнесцентр, 1999. -с. 67-92.

21. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин. М.: Недра, 1984. - 315 с.

22. Шарипов A.M. Использование пенных систем при ремонте газовых скважин/ Газовая промышленность, 1987, № 5. - с. 25.

23. Маковей Н. Гидравлика бурения. М.: Недра, 1986. 536 с.

24. Тагиров К.М., Гноевых А.Н., Лобкин А.Н. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с анамальными давлениями. М.: Недра, 1996. - с. 3 - 27.

25. Амиян В.А., Амиян А.В., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. М.: Недра, 1980.

26. Ивачев JI.M. Борьба с поглощениями промывочной жидкости при бурении геологоразведочных скважин. М., Недра, 1982. - с. 105 - 121.

27. Межлумов А.О. Использование аэрированных жидкостей при проводке скважин. М.: Недра, 1976. - 229 с.

28. Горонович С.Н., Горонович B.C. Технологические основы технологии бурения и капитального ремонта скважин с использованием пенных систем. -Оренбург, ВолгоУралНИПИгаз, 1996. с. 4 - 6.

29. Тихомиров В.К. Пены. Теория и практика их получения и разрушения. М. Химия, 1975. 264 с.

30. Тихомиров В.К. Пены. Теория и практика их получения и разрушения. М.: Химия, 1983. - с. 10-35.

31. Шевцов В.Д. Регулирование давления в бурящихся скважинах. М.: Недра. 1984.-с. 18-23.

32. Рязанов Я.С. Справочник по буровым растворам. М.: Недра,1979. - с.49.52.

33. Коновалов Е.А., Артамонов В.Ю., Белей И.И. Применение сернокислого алюминия при бурении скважин/ Обзорная информ., Сер. Бурение. ВНИИОЭНГ, 1985. - с. 7 - 20.

34. Андресен Б.А., Бочкарев Г.П. Растворы на полимерной основе для бурения скважин. ВНИИОЭНГ, 1986. - с. 38 - 44.

35. Ильин Г.А., Мельников И.И. Термостойкий инвертный эмульсионный буровой раствор на основе соединения алюминия/ Бурение газовых и морских нефтяных скважин. М.: ВНИИГазпром,1981, № 1.

36. Быстрое М.М. Новая буровая промывочная жидкость. ВНИИЭгазпром, Геология, бурение и разработка газовых и морских нефтяных месторождений, 1984, Вып. 9. с. 14 - 16.

37. Глинка H.JI. Общая химия. М.: Химия, 1966. - 688 с.

38. Глинка H.JI. Общая химия: Учеб. Для вузов. Изд. 30-е, испр./ - М.: Интеграл - Пресс, 2004 г.

39. Курс общей химии/под редакцией проф. Н.В. Коровина. М.: Высшая Школа, 1981.-с. 279.

40. У. Слейбо, Т. Персонс. Общая химия. М.: Мир, 1979. - 550 с.

41. Ахметов Н.С. Общая и неорганическая химия. — М.: Высшая школа, 2003.-с. 492-495.

42. Краткий справочник по химии/ под общей редакцией член-корреспондента АН УССР О.Д. Куриленко. Киев: наукова Думка, 1974. - с. 68 -70.

43. Лучинский Г.П. Курс химии. -М.: Высшая школа, 1985. С. 156; 179;254.

44. Фролов Ю.Г., Гродский А.С. Лабораторные работы и задачи по коллоидной химии. М.: Химия, 1986. - с. 93 - 102.

45. Воюцкий С.С., Панич P.M. Практикум по коллоидной химии и электронной микроскопии. М.: Химия, 1974. - с. 196-199.

46. Гусейнзаде М.А., Калинина Э.В., Добкина М.Б. Методы математической статистики в нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1979.-340 с.

47. Пустыльник Е.И. Статистические методы анализа и обработки наблюдений. М.: Наука, 1968.-288 с.

48. Игнатов В.И. Организация и проведение эксперимента в бурении. -М.: Недра, 1978. с. 11 - 39.

49. А. Гордон, Р. Форд. Спутник химика. М.: Мир, 1976. - с. 512-518.

50. Хальд А. Математическая стастистика с техническими приложениями. М.: - Изд-во иностранной литературы, - 1983. - с. 643 - 645.

51. Марченко Р.Т. Физическая и коллоидная химия. М.: Высшая школа, 1965.-с. 346-351.

52. Непер Д. Стабилизация коллоидных дисперсий полимерами. М.: Мир, 1986.

53. Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химиии. поверхностные явления и дисперсные системы. М.: Химия, 1988. - с. 270 — 276.

54. Сульфацелл. Техническая характеристика продукта. ЗАО «Полицел», Владимир, 1995.

55. Расчет максимального количества H2S, которое может быть нейтрализованно в буровом растворе. «Word Oil», 1975, xl 1, 181, №7, 74-75 р.

56. Временная инструкция по нейтрализации сероводорода в промывочных жидкостях при бурении скважин на Оренбургском газоконденсатном месторождении. Оренбург, «ВУНИПИгаз», 1979. - с. 5-11.

57. Фридрихсберг Д.А. Курс коллоидной химии. JL: Химия, 1984. — 368с.

58. Зайцев О.С. Общая химия. Состояние веществ и химические реакции -М.: Химия, 1990.-с. 146-158.

59. Горонович B.C., Селиханович A.M., Нечаев А.К. Опыт применения коллоид-полимерных растворов при вскрытии продуктивных отложений/ Наука и технология углеводородных дисперсных систем: Матер, второго Междунар. Симпозиума. Уфа: Реактив, 2000. - с. 25.

60. Пат. 2135542 РФ. МКИ 6С09 К 7/02 Г Гидрогелевый буровой раствор / С.Н. Горонович, А.Н. Олейников, A.M. Селиханович, Н.А. Гафаров, Н.Г. Никонов, B.C. Горонович, Г.А. Чуприна (РФ). № 97100696/03; Заяв. 16.01.97, Опубл. 27.08.99, Бюл. № 24 (II).

61. Шерстнев Н.М. и др. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин. М.: Недра, 1988. - с. 47 - 70.

62. Муравьев И.М., Ямпольский В.И. Основы газлифтной эксплуатации скважин. М.: Недра, 1973. - с. 6 — 12.

63. Зайцев Ю.В., Максутов Р.А., Чубанов О.В. Теория и практика газлифта. М.: Недра, 1987. - с. 17-23.

64. Мищенко И.Т. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. -М.: Недра, 1984.-272 с.

65. Намиот А.Ю. Растворимость газов в воде: Справочное пособие. -М.: Недра. 1991. с.

66. Энциклопедия газовой промышленности/ 4-е издание под редакцией академика, д-ра техн. наук, проф. К.С. Басниева. М.: АО ТВАНТ, 1994. - с. 136 - 137.

67. Горонович B.C. Расчет гидростатического давления при проведении капитального ремонта скважин с использованием стабильных пен/ Наука и технология углеводородных дисперсных систем: Матер, второго Междунар. симпозиума. Уфа: Реактив, 2000. - с. 117.

68. Зотов Г.А., Алиев З.С. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин. М.: Недра, 1980. - с. 13.

69. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремезов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин. -М.: Наука, 1995. с. 30 - 44.

70. Рабинович Е.З. Гидравлика. М.: Недра, 1974. - с. 280 - 287.7?. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982. — 311 с.

71. Альтшуль Ф.Д. Примеры расчетов по гидравлике.-М.:Строиздат,1977.

72. Пат. 2227063 РФ. МКИ 7 С2 (РФ). Пеногенератор/ С.Н. Горонович, Н.А. Гафаров, А.М. Селиханович, B.C. Горонович. (РФ). № 200112359; Заяв. 16.08.2001, Опубл. 20.04.2004, Бюл. № 11.

73. Пат. 2187533 РФ. МКИ 7 С09 (РФ) Пенообразующий состав/ С.Н. Горонович, Н.А. Гафаров, A.M. Селиханович, B.C. Горонович (РФ). № 20001319992; Заяв. 21.12.2000, Опубл. 21.08.2002, Бюл. № 23.

74. Телетов Г.С. Уравнение гидродинамики двухфазных жидкостей. -ДАН СССР, 1945, т.34, с. 7 10.

75. Петухов С.Б., Генин Л.Г., Ковалев С.А. Теплообмен в ядерных энергетических установках. М.: Энергоатомиздат, 1987.

76. Мукминов Р.А., Мавлютов М.Р. Расчет циркуляционной системы при бурении с очисткой забоя скважины аэрированной жидкостью/ Нефть и газ, 1965, №4,-с. 21-26.

77. Шеберстов Е.В., Леонов Е.Г. Расчет давления в скважине при бурении с применением аэрированных жидкостей. Нефтяное хозяйство, 1968, № 12, с. 14-17.

78. Леонов Е.Г., Финатьев Ю.П., Филатов Б.С. К методике определения расхода фаз аэрированной жидкости при бурении скважин/ Нефть и газ, 1965, №9.-с. 10-12.

79. Леонов Е.Г. Методика расчета производительности насосов и компрессоров при бурении скважин с промывкой аэрированной жидкостью. -М.: ВНИОЭНГ, 1973, с. 5 - 9.

80. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении. М. : Недра, 1987.-с. 54.

81. Караев М.А. Гидравлика буровых насосов.-М.-.Недра, 1983.-е. 130- 145.

82. ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. М.: Нефть и газ, 2003. - с. 47 - 74.

83. Кандаурова Г.Ф., Андронов С.Н., Колесников. Совершенствование вскрытия сложнопостроенных коллекторов/ Бурение&нефть, 2002, № 3, с. 34.

84. Пат. 2222567 РФ. МКИ 7 С2 (РФ) Гидрогелевый буровой раствор / С.Н. Горонович, А.М. Селиханович, B.C. Горонович, Г.А. Чуприна. (РФ) № 2002119165; Заяв. 16.07.2002; Опубл. 27.01.2004; Бюл. № 3.

85. Горонович С.Н., Гафаров Н.А., Горонович B.C., Гафаров Ш.А. Новые технологии первичного вскрытия продуктивных карбонатных коллекторов/ Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. ВНИОЭНГ. — 2003. -№8.-с. 20-21.

Информация о работе

Горонович, Вадим Сергеевич
кандидата технических наук
Тюмень, 2005
ВАК 25.00.15

Диссертация

Разработка и исследование рецептур гидрогелевых буровых растворов с конденсированной твердой фазой - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы