Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка и исследование технологий ликвидации поглощений буровых растворов

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка и исследование технологий ликвидации поглощений буровых растворов"

На правах рукописи

СТЕПАНОВ ВИТАЛИЙ НИКОЛАЕВИЧ

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ЛИКВИДАЦИИ ПОГЛОЩЕНИЙ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических паук

Тюмень — 2007

003068471

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «ВолгоУральский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа» (ООО «ВолгоУралНИПИгаз»).

Научный консультант - кандидат технических наук

Горонович Сергей Николаевич

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Фролов Андрей Андреевич - кандидат технических наук Штоль Владимир Филиппович

Ведущая организация - Общество с ограниченной

ответственностью «Бургаз» Открытого акционерного общества «Газпром» (ООО «Бургаз» ОАО «Газпром»)

Защита состоится 28 апреля 2007 года в 18°° на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационпом центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельиикайте, 72, каб. 32.

Автореферат разослан 28 марта 2007 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета, доктор технических наук, профессор

В.П. Овчинников

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Одним из распространенных и тяжелых видов осложнений, встречающихся при бурении скважин, является поглощение буровых и тампонажных растворов. Зоны поглощения буровых и тампонажных растворов, а также градиенты их возникновения при проектировании строительства скважин служат определяющими критериями обоснования выбора конструкции скважин, гидравлических программ промывки скважин, способа цементирования при разобщении пластов и во многом определяют трудоемкость и материалоемкость строительства скважин.

Сложность решения проблемы борьбы с поглощениями определяется многообразием взаимосвязей горно-геологических условий их возникновения и технологических факторов, действующих в процессе бурения скважины.

В этих условиях разработанные технологии борьбы с поглощениями, включающие способы определения параметров зон поглощения, проведения расчетов при планировании изоляционных операций, а также используемые материалы и тампонажные составы требуют совершенствования.

Цель работы

Повышение эффективности борьбы с поглощениями буровых растворов путем совершенствования систематизации условий осложнений, упрощения методик для инженерных расчетов параметров осложнения, привлечения новых материалов при общем их сокращении и унификации, а также разработки новых составов и способов их доставки в зону поглощения.

Основные задачи исследований

1. Усовершенствование методики расчета параметров зоны поглощения.

2. Обоснование классифицирующих признаков для выбора способов борьбы с осложнением.

3. Повышение эффективности существующих технологий борьбы с осложнением.

4. Разработка новых составов, материалов и способов ликвидации осложнений повышенной сложности.

Научная новизна

1. Предложена методика расчета эквивалента раскрытия трещин пород поглощающего пласта.

2. Предложена и обоснована методика расчета радиуса изоляционного экрана при использовании буферных тампонов для тампонажа горных пород.

3. Разработаны новые составы и способы их доставки в зону поглощения при ликвидации осложнений повышенной сложности.

Практическая ценность

Разработана временная инструкция по ликвидации поглощений при бурении нефтяных и газовых скважин.

Повышена успешность ликвидации частичных поглощений при бурении скважин до 98 % и ликвидации осложнений повышенной сложности до 90%, что позволило повысить технико-экономические показатели строительства скважин, за рост которых ООО «Оренбургская буровая компания» на областном конкурсе отмечена первым местом по предприятиям ТЭК (ООО «Газпром», ОАО «ТНК-ВР», ОАО «Оренбурггеология»), Экономический эффект от внедрения разработок составил 74,4 млн. рублей.

Публикации

По материалам диссертации опубликовано 10 печатных работ, в том числе, в 1-м патенте России. Способ тампонажа трещиноватых горных пород (патент 2277574 РФ), отмечен бронзовой медалью пятого Московского международного салона инноваций и инвестиций, ВВЦ, Москва 15-18 февраля 2006 года за подписью министра образования и науки РФ A.A. Фурсенко.

Структура и объем и работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников (92 наименований) и 2* приложений. Изложена на 157 страницах печатного текста, содержит 20 рисунков, 52 таблицы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дано обоснование актуальности исследований, сформулированы цель и основные задачи исследований.

В первом разделе приведены горно-геологические условия бурения скважин в Оренбургской области, показана актуальность проблемы совершенствования технологии борьбы с данным видом осложнения.

Нефтегазовый район Оренбургской области охватывает юго-восточную часть Восточно-Европейской (Русской) платформы, включающий значительную часть Волго-Уральской антеклизы, северо-восточную часть Прикаспийской синеклизы и Предуральского краевого прогиба.

В пределах Волго-Уральской антеклизы структурно-формационным районированием выделяются южное окончание Татарского свода, Бузулукская впадина, Восточно - Оренбургское сводовое поднятие и Солъ-Илецкий свод.

Поверхность платформенного фундамента по структурно-формационным районам расчленена на выступы, где фундамент залегает на глубине 2000 - 3600 м, и впадины с залеганием фундамента на глубинах от 4000 до 6000 м.

Прикаспийская синеклиза представлена бортовой частью впадины, которая осложнена серией разломов широтного простирания. Эти разломы образуют блоки, по которым происходит ступенчатое погружение докембрийского фундамента в южном направлении.

Предуральский краевой прогиб расположен на Востоке нефтегазоносного района и имеет меридианальное направление. Поверхность докембрийского фундамента в пределах Предуральского краевого прогиба погружается до 16400 м.

Наибольшая мощность осадочного чехла вскрыта на глубину 7005 м параметрической скважиной № 501 Вершиновской площади на стыке Предуральского краевого прогиба и Прикаспийской синеклизы.

В стратиграфическом плане разрез установленной нефтегазоносности района представлен кайнозойской, мезозойской и палеозойской группами отложений.

Градиенты пластовых и поровых давлений на площадях нефтегазоносного района Оренбургской области близки к нормальным градиентам и находятся в пределах 0,0105- 0,0122 МПа/м.

Исключение составили первоначальные градиенты пластовых давлений

продуктивных отложений Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, достигавшие 0,0149 МПа/м.

Градиенты поровых давлений глинистых пород терригенно-хемогенного комплекса изменяются в более широком диапазоне, что связано с отсутствием или наличием проявления соляно-купольной тектоники. При этом на площадях, не осложненных соляно-купольной тектоникой, градиенты поровых давлений находятся в пределах 0,0105- 0,0122 МПа/м, а на площадях, осложненных соляно-купольной тектоникой, доходят до 0,0149 МПа/м.

Градиенты пластовых давлений в падсолевых отложениях соответствуют нормальным и увеличиваются с глубиной от 0,01000 до 0,01086 МПа/м.

В большинстве разрезов присутствуют также зоны с пониженными градиентами пластовых давлений от 0,070 до 0,0100 МПа/м, которые при наличии развитой открытой трещиноватости и закарстованности являются зонами поглощения буровых растворов при бурении с интенсивностью от частичной до полной потери циркуляции.

Основными видами осложнений при бурении скважин по структурно-формационным нефтегазоносным районам Оренбургской области являются следующими (таблица 1).

Затраты на борьбу с осложнениями при бурении на площадях Оренбургской области, несмотря на совершенствование технологий, остаются высокими и составляют в балансе календарного времени по годам 4,6 - 6,0 %, в том числе и с поглощениями буровых растворов до 4,9 %.

Поглощение буровых растворов при бурении скважин по структурно-формационным нефтегазоносным районам Оренбургской области может отмечаться во всех литолого-стратиграфических комплексах пород - надсолевом (терригенный), хемогенном и в подсолевых отложениях.

По типам коллекторов поглощения буровых растворов приурочены следующим образом (таблица 2).

При этом наиболее сложные поглощения, как правило, катастрофические, связаны с трещинно-кавернозными коллекторами.

Таблица 1 - Виды осложнений при бурении скважин по структурно-формационным нефтегазоносным районам Оренбургской области

Месторождение Виды осложнений

размыв стенок обвалы и осыпи поглощение рапо-проявле ние течение солей нефте-газо-проявления

Татарский свод + + + - - +

Бузулукская впадина + + + + - +

Восточно -Оренбургское сводовое поднятие + + + + - +

Прикаспийская синеклиза + + + + + +

Предуральский краевой прогиб + + + + + +

Таблица 2 - Типы коллекторов зон поглощения по литолого-стратиграфическим комплексам

Тип коллектора Литолого-стратиграфический комплекс

терригенный надсолевой хемогенный подсолевой

Поровый + - -

Трещинный + + +

Порово-трещинный + - +

Трещинно-кавернозный - + +

Существующие технологии ликвидации зон поглощения буровых растворов при строительстве скважин предполагают определение гидрогеологических параметров зон поглощения, определение классификационных признаков, выбор способа ликвидации поглощений, планирование процесса изоляции, проведение изоляционных работ и определение надежности изоляции на ожидаемые давления в процессе

дальнейшего бурения и крепления скважин.

Гидродинамические исследования рекомендуется производить при установившихся и неустановившихся режимах закачки буровых растворов.

При этом прослеживается положение статического и динамического уровней в скважине и изменение приращения давления в интервале зоны поглощения при изменении режима подачи насоса, что позволяет построить индикаторную кривую ДР = ((Г),,), где (}„ - расходы бурового раствора при нагнетании. При этом с использованием расходометрии определяется коэффициент пьезопроводности и средняя проницаемость поглощающей зоны, которые позволяют рассчитать среднюю величину скважности, раскрытия трещин и общее количество трещин в зоне поглощения бурового раствора.

Проведение этих расчетов требует также знание модуля Юнга и коэффициента Пуассона поглощающих пород, коэффициента объемной сжимаемости пласта или коэффициента трещиноватости, который принимается по данным статической обработки успешности изоляционных операций с размахом 28-33 % в определенной категории сложности поглощения.

Предложена также методика с использованием модели Г.И. Баренблатта и Ю.П. Желтова течения жидкости в трещиноватых пластах на основе представления о поглощающих породах как двойной пористой среды - трещин и пористых матричных блоков. Это позволило описать поведение деформируемых упругих пород с высокоразвитой трещиноватостыо и некоторые виды индикаторных кривых <3 = ((ДР).

На основе этой модели было принято предположение о наличии областей с тремя законами фильтрации в поглощающих пластах: в первой - трещиноватой и кавернозной среде - по квадратичному закону Шези - Краснопольского, во второй — среднепористой — по закону Дарси, в третьей — мелкопористой - по закону фильтрации с начальным градиентом давления в порах разного размера.

Данные методы определения параметров зоны поглощения сложны, а при вскрытии продуктивных газоносных коллекторов неприемлемы по соображениям противофонтанной безопасности.

При планировании изоляционных работ, с использованием буферных

тампонов для создания квазистационарных условий формирования цементного камня в стволе скважины в интервале поглощающих пород, важным параметром является радиус изоляционной завесы буферного тампона. Однако практика проведения изоляционных работ с использованием буферных тампонов показала, что получаемые по расчетам с использованием в технической литературе формулам их объемы оказываются заниженными.

Разработанные составы и способы ликвидации поглощений с использованием буферных тампонов имеют ограничения, так как не позволяют их прокачать в зону поглощений на глубоких скважинах.

По этой причине существующие технологии борьбы с поглощениями не позволяют ликвидировать катастрофические поглощения в условиях аномально-низких пластовых давлений карбонатных коллекторов большой толщины. При этом потребные радиусы изоляционных экранов буферных тампонов и их объемы технически трудно реализуемы и экономически нецелесообразны.

Второй раздел посвящен анализу горно-геологических и технологических факторов условий поглощения буровых растворов, разработке методик расчета параметров зон поглощения и обоснованию классифицирующих признаков осложнения, по которым предложена классификация условий осложнения для выбора способов проводки скважин и проведения изоляционных работ.

Наиболее употребительные расчетные формулы для решения задач изоляции зои поглощения предложены Ф.И. Котяховым, Л.М. Ивачевым, М.Р. Мавлютовым и В.Н. Поляковым.

Для определения параметров зоны поглощения также использован гидравлический метод определения просветности трещин.

По предлагаемой методике расчет параметров зоны поглощения в целях минимизации ошибки, производится при полном поглощении с подачей бурового раствора, отвечающей донному режиму нагнетания в трещину, с замером динамического уровня эхолотом. При этом подача бурового раствора при полном поглощении в пределах технологического режима бурения должна быть минимизирована условием надежного замера величины динамического уровня.

Расчет параметров зоны поглощения при жидких пластовых флюидах (пластовая вода, нефть) предполагает определение следующих параметров:

1. Забойное давление.

2. Перепад давления в зоне поглощения.

3. Вязкость пластового флюида при термобарических условиях поглощающего пласта.

4. Коэффициент проницаемости зоны поглощения.

5. Эквивалентный размер раскрытия трещины.

6. Скважность пород, слагающих зоны поглощения.

После подготовке данных в объеме расхода бурового раствора, толщины поглощающего пласта, перепада давления на зону поглощения, вязкости пластового флюида эквивалентный размер раскрытия трещины определяется из уравнения

((К„ • 64 ■ я • Нк)/(ЩКк/гс) • Ь) - 19,191697 ■ (Ьпл /(2 • Ь))"1'76 = 0, (1)

где Нк - радиус контура влияния, м; гс - радиус ствола скважины в интервале зоны поглощения, м; Ь - половина величины раскрытия трещины, м.

При расчетах 11к принимается равным 250 м.

Данное уравнение получено, с учетом неразрывности движения жидких фаз по трещине пласта, совместным решением уравнений Дюпюи и Е.З. Рабиновича при течении по каналу прямоугольного сечения

0 = (К„ • 2 ■ п ■ АР • Ь)/(ц • Ьп(Як /БУ) (2)

и

<5 = (ДР • а ■ Ь • к)/(16 • Ь ■ ц), (3)

при равенстве длины трещины Ь = ЯК, а также аппроксимации функции к = ((а/Ь), где а - половина высоты раскрытия трещины, м.

Скважность пород, слагающих зоны поглощения, определяется по формуле И.И. Вахромеева

6 = 4,83-(Кп/ш2'1)0'5, (4)

где 6 = 2 • Ь - раскрытие трещины, м; Кп — эквивалент коэффициента проницаемости, мг; гп - скважность пород, слагающих зоны поглощения,

доли единицы.

Сравнительные расчеты параметров зон поглощения, по предлагаемым формулам, показали следующую сходимость полученных результатов по классификационным областям, приведенным в технической литературе, при равенстве других параметров (таблица 3).

Таблица 3 - Данные сравнения расчетных параметров зон поглощения по классификационным областям

Подача насоса при исследовании поглощения, м3/с Коэффициент удельной приемистости, м3/с • МПа Значения параметров зон поглощения (М.Р. Мавлютов, В.Н. Поляков) Значения параметров зон поглощения по предлагаемой методике расчета

средняя раскрытость каналов,м скважность, д.е. (рекомендуемая) средняя раскрытость каналов, м скважность, д.е. (расчетная)

0,00145 0,001419 0,000683 0,005-0,007 0,000822 0,008459

0,0155 0,015174 0,001493 0,07-0,10 0,001939 0,011538

0,0434 0,042486 0,002097 0,10-0,15 0,002816 0,013205

0,0725 0,070973 0,002484 >0,15 0,003392 0,014124

Предложенная методика расчета параметров зон поглощения, компьютерное моделирование условий поглощения буровых растворов в коллекторах, заполненных пластовой водой или нефтью, обобщение опыта борьбы с поглощениями при бурении скважин в Оренбургской области и при разбуривании Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения, а также анализ литературных источников позволили рекомендовать следующую классификацию поглощений (таблица 4).

Способы ликвидации поглощений буровых растворов напрямую зависят от эквивалента раскрытия трещин, скважности массива горных пород, подлежащих изоляции, а также от гидравлических условий в стволе скважины, приводящих к межпластовым перетокам.

Дополнительные требования появляются при поглощениях в продуктивных отложениях объекта разработки, связанных с сохранением продуктивности формаций.

Выделенные категории поглощения буровых растворов по параметрам зон поглощения и по предлагаемой классификации имеют близкие значения и с

Таблица 4 - Классификация поглощений

Категория Коэффициент приемистости, м3/с ■ МПа Эквивалент коэффициента проницаемости, м2 Средний размер раскрытия трещины, •10'3м Скважность пород, доли единицы Соотношение градиентов давлений по открытому стволу

I 0,00145 3.6Е-13 до 3/7Е-12 0,5 0,0042-0,0044 Grc > Gi [lrt

II 0,0150 3,94Е-12 до 3.58Е-11 1,1 0,0070-0,0105 G, C > Gi „;,

III 0,0434 1,1 ОЕ-11 до 1.84E-I0 2,5 0,0183-0,019 Grc > G ПЛ

Gro < G ПП

IV > 0,0725 1.844Е-11 до > 1,84Е-Ю >5 от 0,010 до >0,023 Grc > G 11Л

Gre < G ПЯ

учетом обобщения промыслового успешности изоляционных работ в Оренбургском регионе определили следующий выбор технологии проведения изоляционных работ (таблица 5).

Третий раздел посвящен разработке технологий изоляции зон поглощения, включающих разработку новых наполнителей и способов повышения эффективности их применения, буферных тампонов и планированию работ при их использовании, а также предложены композиционные материалы и способы их применения для ликвидации катастрофических поглощений буровых растворов.

Способы ликвидации поглощений III категории сложности в порово-трещиноватых и трещинных карбонатных коллекторах с коэффициентами приемистости 4,0-7,0 • 10-2, м3/с • МПа основаны на создании квазистационарных условий формирования цементного камня в стволе скважины от подошвы интервала зоны поглощения и выше.

Для реализации способа изоляции в трещинную пустотность поглощающего коллектора закачивают буферные тампоны с высокой пластической прочностью на расчетный радиус приствольной зоны, обеспечивающие достижение равенства эффективных напряжений на наружном радиусе тампона от давления в стволе скважины и пластового давления пластической прочности тампона, с размещением цементного раствора в стволе скважины.

Таблица 5 - Технологии изоляции поглощений по категориям сложности

Категория Тип коллектора Соотношение градиентов Принадлежность объекта Технология изоляции поглощения

кольматадия закупорка наполнителем изоляционный экран способ приготовления буферного тампона схема изоляции

I Трещинный вгс > в] „л Непродуктивный Гидродинамическая кольматация Асбест П-5, П-6 - - Роторная КНБК

Порово-трещинный Объект ^зработки - Микросферы - - КНБК с ГЗД

II Трещинный вгс > в] ш, Непродуктивный - Асбест П-5, Мраморная крошка Буферный тампон + цементный мост Двух реагентный Бур. трубы + АБТ

Порово-трещинный Объект разработки - Асбест П-5, Мраморная крошка КР буферный тампон + мраморная крошка Одно реагентный Бур. трубы

Ш Трещинный Сгс>С1п„ Непродуктивный - Набухающий наполнитель Буферный тампон + цементный мост Двух реагентный Бур. трубы + АБТ

Порово-трещинный бгс > „л Объект разработки - Набухающий наполнитель Буферный тампон + цементный мост Одно реагентный По затрубу

Трещинный йгс < о] ш Непродуктивный - - Неотвержденный композиционный материал Одно реагентный Разбуриваемый пакер

IV Трещино-кавернозный йгс > в; „„ Непродуктивный - - Неотвержденный композиционный материал Одно реагентный Бур. трубы + АБТ

огс ^ О |[л Непродуктивный - - Неотвержденный композиционный материал Одно реагентный Разбуриваемый пакер

Для расчета радиуса изоляционного экрана при ликвидации поглощений при бурении наиболее употребительны следующие уравнения (Л.М. Ивачев)

Я = а • 6 • (рскв - Р„л)/(2 • Рт), м (5)

Кср = [(Он' Т„)/(я ■ т ■ Ь)]0'5,

где а - коэффициент запаса прочности на возможную неоднородность тампонажного состава; 8 - раскрытие трещины, м; рскв — давление в скважине на глубине зоны поглощения; РП1 - пластовое давление в зоне поглощения; Рт— пластическая прочность вязкопластической системы.

Прогнозируемый средний радиус проникновения закупоривающих буферных тампонов в призабойную зону поглощающих пород (М.Р. Мавлютов, В.Н. Поляков) определяется по уравнению

КсР = Щ,-Т„)/(7С-т-Ь)]0'5, (6)

где <3„ - подача насоса при опрессовке ствола, м3/с; Тп - время контрольного режима нагнетания, с; л - число Пифагора; т - трещинная пористость поглощающих пород, доли единиц; Ь - толщина поглощающего пласта, м.

Выполненный анализ успешности изоляционных работ с использованием буферных тампонов показал, что фактические объемы буферных тампонов должны быть большими, чем получаемые при расчете радиуса по формулам (5, 6).

Причины значительной неточности, при расчете радиуса буферного тампона по формулам (5, 6), связаны с принятой расчетной моделью, а также неточностями при определении параметров средней величины раскрытия трещины и скважности пород.

В целях повышения точности расчетов при планировании изоляционных работ была исследована возможность применения расчетной модели распределения напряжений в толстых оболочках при использовании пластичных тел. При этом величина расчетного радиуса зоны размещения тампона должна обеспечивать условие

оЭф ~ Рщ > сто - аг,

(7)

где аЭф - эффективные напряжения на контуре наружного радиуса буферного тампона, Па; Рт - пластическая прочность тампона, Па; ст0 - касательные напряжения на контуре радиуса размещения тампона в пласте от внутреннего избыточного давления в системе скважина - пласт, Па; стг -радиальные напряжения на контуре радиуса размещения тампона в пласте от внутреннего избыточного давления, Па.

Решая уравнение (7) для условия равенства текущего радиуса наружному радиусу изоляционного экрана Я = получим радиус изоляционного экрана, при котором эффективные напряжения будут равны пластической прочности буферного тампона

Р„ = Кв-[2-(Рв-Р„)/Рт)+1]°'5, (8)

где К„ - наружный радиус завесы, м; Яв - внутренний радиус завесы (радиус скважины), м; Рт - пластическая прочность тампона, МПа.

Для проверки применимости уравнения (8) была выбрана модель плоскорадиального движения вязкопластического тела по трещине, которая была реализована на установке.

Выполненные на установке исследования по определению величин радиусов показали, что в диапазоне раскрытия трещин от 2 до 6 мм и пластической прочности от 200 до 1000 Па для каждого состава тампона измеренные радиусы коррелируются с расчетными радиусами по формуле (8) при максимальном среднем квадратическом отклонении ±10 %.

Сравнительные данные, полученные расчетом радиусов буферных тампонов по формулам (5, 6), показали значительные отклонения от полученных результатов (рисунок 1).

Сходимость предлагаемой методики расчета параметров поглощающего пласта и объемов буферного тампона при планировании изоляции зоны поглощения при приведенных выше гидравлических параметрах и коэффициенте удельной приемистости, равном 0,042486 мг/с ■ МПа, без коэффициентов запаса, с методикой расчета, приведенной в технической литературе, определится следующими данными (таблица 6).

Пластичекая прочность тампона, кПа

Рисунок 1 — Графики зависимости радиуса буферного тампона от пластической прочности тампона

Таблица 6 - Сравнительный расчет объема буферного тампона при планировании изоляции зоны поглощения

Методика расчета Пластическая прочность тампона, Па Расчетный радиус размещения буферного тампона, м Скважность поглощающих пород, д.е. Объем тампона для размещения в поглощающем пласте, м3

Техническая литература 861* 3,79 0,07-0,10 6,30 - 9,00

Предлагаемая методика 861" 7,64 0,0132 7,64

Примечание: * - принятая пластическая прочность буферного тампона (861 Па) для данных параметров зоны поглощения является расчетной рекомендуемой (М.Р. Мавлютов, В.Н. Поляков)

Таким образом, предлагаемая методика позволяет рассчитать параметры зоны поглощения без использования статистической величины трещинной пустотности горных пород поглощающего пласта (скважности), исключает

необходимость использования пакерных схем исследования скважин, упрощает получение расчетных параметров и не зависит от рекомендуемой расчетной плотности буферного тампона, что значительно повышает успешность технологических операций при минимуме доступной информации.

Выбор свойств буферных тампонов определяется типом коллектора поглощающего пласта.

В порово-трещинных коллекторах имеется возможность обеспечить потерю избыточной среды буферного тампона, которая обеспечивает возможность его транспорта, в матричную пористость пород с ростом его пластической прочности по мере движения в трещине, что значительно сокращает их потребные объемы. В этом случае технология изоляции зоны поглощения предполагает последовательную подачу насосом в колонну бурильных труб буферного тампона и цементного раствора с размещением буферного тампона в пласте и оставления цементного раствора в стволе скважины от подошвы поглощающего пласта и выше.

Наиболее употребительными в промысловой практике в качестве буферных тампонов являются пасты типа «жидкая глина». Данные тампоны нашли широкое применение при изоляции поглощений в порово-трещинных коллекторах на Оренбургском и Карачаганакском нефтегазоконденсатных месторождениях.

Использование данного способа ликвидации полных поглощений буровых растворов в порово-трещинных коллекторах позволило достигнуть при проведении изоляционных работ успешность выше 90% на операцию.

Основные требования к приготовлению и параметрам буферных тампоЕЮв типа «жидкая глина» сводятся к следующему:

- возможность приготовления и прокачивание тампона с использованием стандартного оборудования для приготовления тампонажных растворов;

- высокая глиноемкость суспензии при её растекаемости от 16 до 22 см по конусу;

- высокая водоотдача глинистой суспензии;

- резкое наращивание реологических показателей суспензии при

отфильтровывании среды в пласт при движении её по трещине.

Для достижения заданных параметров тампона «жидкая глина» используют способ подавления гидратации и диспергирования глин на основе бентонитов при затворении их на рассолах, обладающих высокой ионной силой среды (насыщенные рассолы ЫаС1, МИН-1, ОРТХ, пластовые воды высокой минерализации). При этом для увеличения водоотдачи могут быть использованы в малых количествах (доли % мае.) реагенты - стабилизаторы, которые могут повышать водоотдачу суспензии за счет эффекта сенсибилизации.

В настоящее время в связи отсутствием бентонитов (Ильск, Аджеван) с выходом 7,8 - 8 м3/тн изменена технология приготовления порошков, которая обеспечивает повышенный выход раствора из глин с низким содержанием монтморилонита. Это явилось основанием для постановки исследований на предмет возможности приготовления буферных тампонов из глинопорошка для изоляции зон поглощения в порово-трещиниых коллекторах. Из выпускаемых в настоящее время в России глинопорошков на сегодня лучшие показатели роста пластической прочности при потере среды получены при использовании Альметьевского глинопорошка.

В результате проведенных исследований был разработан и рекомендован к внедрению состав буферного тампона на основе Альметьевского глинопорошка, который при потере среды в поровую матрицу обеспечил следующий рост пластической прочности (таблица 7).

Таблица 7 - Изменение пластической прочности тампона при потере среды на фильтрацию

Параметр Потеря среды при отфильтрации, %

10 20 30 40

Пластическая прочность, Па 168 332 1000 4540

Стандартное отклонение 3,41 2,89 8,64 6,90

Среднее значение 168 332 1000 4540

В трещинных коллекторах возможность потери избыточной среды буферного тампона в матричную пористость пород и роста его пластической прочности по мере движения в трещине отсутствует.

В этом случае высокая пластическая прочность тампона должна быть получена ниже глубины открытого конца бурильного инструмента, установленного в непосредственной близости от кровли зоны поглощения по двухреагентному способу. При этом кинетика химической реакции должна позволять получить тампон с расчетной пластической прочностью за время от смешения компонентов и прокачки по стволу до зоны поглощения.

Размещение компонентов буферного тампона перед смешением предполагает использование как затрубного, так и трубного пространств. При этом процесс смешения обеспечивается регламентированной подачей продавки буровым раствором в заданном соотношении, по данным лабораторного анализа, по затрубному и трубному пространствам.

Разработанные компонентные составы технологических жидкостей, подлежащие размещению в затрубиом пространстве, по параметрам могут быть приближены к параметрам буровых растворов, что обеспечивает исключение дифференциальных прихватов при сохранении быстрого роста пластической прочности при взаимодействии с реагентом, подаваемым по колонне бурильных труб. Средние значения, рекомендуемых составов буферных тампонов и их пластическая прочность, получаемых по двухреагентному способу при нормальных условиях и принятых по 5 измерениям приведены в таблице 8.

Высокая скорость химической реакции в выбранном составе определяется тем, что взаимодействие между ионами Са+2 и 804"2 осуществляется с очень большой скоростью и определяется возможностью быстрого перемешивания двух реагентов.

В качестве кислой соли рекомендуется использовать сернокислый алюминий А12(804)3, который при растворении и гидролизе по литературным источникам образует сильную серную кислоту НгБО^

Перспективным направлением ликвидации катастрофических поглощений, как показали работы, выполненные «БашНИПИнефть» и «ВолгоУралНИПИгаз»,

Таблица 8 - Средние значения, рекомендуемых составов буферных тампонов, получаемых по двухреагентному способу при нормальных условиях

Условия применения Состав буферного тампона, % мае. Пластическая прочность тампона, Па

прихвато-опасность плотность рассол NaCI р=1100 кг/м3 хлористый кальций бентонит мел крахмал АСПС раствор ai2so4

+ Облегченный 45,6 0,8 9,9 9,9 0,8 7,9 25,2 1510

+ Утяжеленный 51,2 1,3 10,9 10,9 3,0 - 22,7 1882

- Облегченный 42,0 0,7 9,1 9,1 0,7 7,4 31,0 1440

- Утяжеленный 53,5 - 13,6 11,4 - - 21,5 2680

является использование предполимеров полиуретанового ряда, которые способны к быстрому отверждению при смешении с водой.

Работами «ВолгоУралНИПИгаза» показана возможность использования свойств предполимера (полиуретана) в форме композиционного материала, как в отвержденном состоянии, так и в жидком состоянии.

В качестве наполнителей был рекомендован бентонит в количестве до 40 % мае. и тампонажный цемент до 150 % мае. При этом было установлено, что бентонит способен обеспечить регулируемое отверждение предполимера за счет гигроскопической воды и влажности.

Использование свойств предполимера в композиционной форме позволило не только сократить расход предполимера, но резко повысить пластическую прочность отвержденного состава (до 11МПа), адгезионные свойства и изоляционную способность материала.

Выполненные ООО «ВолгоУралНИПИгаз» исследования показали, что при контакте с водой неотвержденного композиционного материала время отверждения не будет превышать 3 минут, поэтому при доставке композиционного материала в зону поглощения должен быть исключен его

контакт с водой или буровым раствором.

Для изоляции зон поглощения III и IV категорий сложности, не осложненных межпластовыми перетоками, неотвержденными композиционными материалами разработан способ их доставки в зону поглощения с использованием в качестве буфера диэтиленгликоля (ДЭГ), который способен исключать отверждение предполимера при содержании воды в объеме до 30 %.

В развитие способа доставки автором исследована возможность получения композиционного материала с использованием уретана и рекомендован контейнерный способ доставки неотвержденного композиционного материала на бурильных трубах.

В четвертом разделе приведены результаты опытно-промысловых работ по внедрению разработанных технологий и их технико-экономическая оценка.

Внедрение технологий тампонажа горных пород при бурении нефтяных и газовых скважин позволило получить положительную динамику снижения затрат, связанных с ликвидацией поглощения буровых растворов.

Накопленный опыт ликвидации поглощений в нефтегазовом районе Оренбургской области позволил унифицировать и рекомендовать следующую номенклатуру наполнителей, выбор которых зависит от категории сложности, величины раскрытия трещины и принадлежности пласта к объекту разработки (таблица 9).

При ликвидации зон поглощения буровых растворов наполнителями были опробованы следующие схемы их применения:

- распределение наполнителя равномерно в объеме по циркуляции бурового раствора с отключением средств очистки;

- размещение объема бурового раствора с максимальной концентрацией наполнителя (растекаемость по конусу R = 16-18 см) в стволе скважины выше зоны поглощения с последующим периодическим доливом раствора в скважину;

- намыв наполнителя фракционного состава до 0,005 м в зону поглощения.

Изоляция поглощения буровых растворов выбранными наполнителями

Таблица 9 - Рекомендуемые типы наполнителей и области их применения

Наименование наполнителя Категория сложности Раскрытие трещин, мм Возможность прокачки через ГЗД Объект изоляции

непродуктивный продуктивный

Асбест А-5, А-6 I. И до 0,5 - + В смеси

Вспученный вермикулит I до 0,5 + + +

Микросферы I до 0,5 + - +

Мраморная крошка 1,Н 0,5-3 - В смеси +

Композиционный набухающий II, III >3 - + +

путем их максимальной концентрации и исключения относительного движения в растворе с последующим доведением их в зону доливом скважины была апробирована при бурении ряда нефтяных и газовых скважин на площадях Оренбургской области.

При трещинно-поровом типе поглощающего коллектора использовались тампоны типа «жидкая глина», тампонирующая способность которых определяется свойствами интенсивно наращивать пластическую прочность при потере среды в пористую матрицу данного типа коллектора.

Данный способ тампонажа горных пород технологичен и позволяет выполнять изоляцию последовательной закачкой в скважину буферного тампона и цементного раствора при изоляции трещшшо-поровых коллекторов.

При тампонаже трещинных коллекторов были использованы тампоны, получаемые по двухреагентному способу ниже колонны бурильных труб, установленных над кровлей продуктивных отложений.

Использование данного способа позволило получить буферные тампоны с пластической прочностью до 2500 Па в стволе скважины ниже глубины установки колонны бурильных труб и обеспечить условия формирования цементного камня в призабойной зоне поглощающего пласта.

Использование данных технологий тампонажа горных пород для ликвидации поглощений буровых и тампонажных растворов при строительстве

скважин обеспечило высокую успешность изоляционных работ, которая составила при ликвидации частичных поглощений 0,98, а при ликвидации полных поглощений - 0,9.

Таким образом, разработанные и применяемые технологии тампонажа горных пород при строительстве скважин подтвердили свою эффективность при решении задач обеспечения совместимых интервалов бурения и разобщения пластов.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Теоретически обоснованы и подтверждены в промысловых условиях методики расчета параметров зон поглощения и радиуса изоляционного экрана при использовании буферных тампонов.

2. Предложена классификация условий поглощения для выбора способа ликвидации осложнения.

3. Внедрение разработанных рекомендаций по ликвидации поглощений позволил унифицировать номенклатуру наполнителей, в том числе по принадлежности пласта к объекту разработки.

4. Предложен состав буферного тампона и способ его использования для тампонажа трещинно-кавернозных коллекторов зон поглощения.

5. Разработан способ тампонажа трещиноватых горных пород на уровне изобретения (патент 2277574 РФ).

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах

1. Степанов В.Н. Ликвидация поглощения буровых растворов с использованием наполнителей/ В.Н. Степанов, С.Н. Горонович, A.B. Ефимов // Бурение и Нефть. - 2005. - № 6. - С. 12-14.

2. Степанов В.Н. Расчет радиуса изоляционных экранов при ликвидации зон поглощения буровых растворов / В.Н. Степанов, С.Н. Горонович, П.Ф. Цыцымушкин, A.B. Ефимов // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - 2005. - № 6 - С. 29-32.

3. Ефимов A.B. Крепление скважин в условиях хемогенных отложений / A.B. Ефимов, С.Н. Горонович, П.Ф. Цыцымушкин, В.Н. Степанов // Нефтяное

хозяйство. - 2006. - № 4. - С. 102-104.

4. Ефимов A.B. Расчет пластового давления зон рапопроявления при межпластовых перетоках в стволе скважины / A.B. Ефимов, С.Н. Горонович, О.Г. Мязин, В.Н. Степанов // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. -2006. - № 6. - С. 5-9.

5. Степанов В.Н. Расчет параметров зон поглощения буровых расторов / В.Н. Степанов, С.Н. Горонович, A.B. Ефимов // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - 2006. - № 6. - С. 10-12.

6. Горонович С.Н. Расширяющиеся тампонажные составы для условий нормальных и умеренных температур / С.Н. Горонович, П.Ф. Цыцымушкин, В.Н. Степанов, A.B. Ефимов // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - 2006. - № 6. - С. 23-26.

7. Горонович С.Н. Технологические аспекты строительства сверхглубоких скважин в условиях хемогенных отложений / С.Н. Горонович, П.Ф. Цыцымушкин, В.Н. Степанов, A.B. Ефимов, О.Г. Мязин // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 7. - С. 76-79.

В. Ефимов A.B. Технология изоляции зоны рапогазопроявления / A.B. Ефимов, С.Н. Горонович, П.Ф. Цыцымушкин, В.Н. Степанов // Бурение и Нефть. - 2006. - № 7/8. - С. 34-35.

9. Степанов В.Н. Повышение индексов поглощений и тампонажа горных пород при бурении скважин / В.Н. Степанов, A.B. Ефимов // Бурение и Нефть. -

2006. -№ 11. -С. 20-22.

10. Пат. 2277574 РФ, МПК С09К 8/467. Способ изоляции зон поглощения / С.Н. Горонович, П.Ф. Цыцымушкин, В.Н. Степанов, A.B. Ефимов, Н.П. Кобышев, П.В. Овчинников (Россия). - № 2004131406/03; Заявлено 27.10.2004; Опубл. 10.06.2006, Бюл. № 16.

Соискатель

В.Н. Степанов

Подписано в печать 22.03.2007 г. Формат 60x84/16. Бумага финская. Печать Riso. Усл. печ. л. 1,4. Тираж 100. Заказ 8.

Отпечатано с готового набора в типографии Издательства «Вектор Бук». Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000 г. 625004, г.Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел. (3452) 46-54-04, 46-90-03.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Степанов, Виталий Николаевич

ВВЕДЕНИЕ.

1 ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ СТРОТЕЛЬСТВА СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ОРЕНБУРГСКОГО РЕГИОНА

1.1 Геологическая характеристика нефтегазового района

Оренбургской области.

1.2 Осложнения при бурении скважин.

1.3 Конструкции скважин при строительстве скважин по структурно-формационным районам.

1.4 Горно-геологическая характеристика интервалов поглощений по структурно-формационным районам.

1.5 Гидродинамическая характеристика зон поглощений при бурении скважин.

1.6 Анализ технологий борьбы с поглощениями и постановка цели и задач исследований.

2 ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ УСЛОВИЙ ПОГЛОЩЕНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

2.1 Определение индексов поглощения буровых растворов.

2.2 Исследование поглощающих пластов.

2.3 Разработка методик для расчета параметров зон поглощения.

2.4 Классификация условий поглощения буровых растворов и способы ликвидации поглощений буровых растворов.

3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ

3.1 Повышение индексов поглощения способом гидродинамической кольматации проницаемых коллекторов.

3.2 Наполнители буровых растворов и способы их применения при ликвидации зон поглощения.

3.3 Разработка технологии ликвидации поглощений с использованием буферных тампонов.

3.4 Требования к технологии изоляции зон поглощения с использованием буферных тампонов.

3.5 Составы и свойства буферных тампонов для ликвидации поглощений в порово-трещинных коллекторах.

3.6 Разработка составов и свойства буферных тампонов для ликвидации поглощений в трещинно-кавернозных коллекторах.

3.7 Составы и свойства композиционных материалов для ликвидации катастрофических поглощений.

3.8 Развитие способов изоляции катастрофических поглощений в трещинно-кавернозных коллекторах с использованием композиционных материалов.

4 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ

ВНЕДРЕНИЯ РАЗРАБОТОК В ПРОИЗВОДСТВО

4.1 Результаты промысловой апробации технологий изоляции зон поглощения буровых растворов.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка и исследование технологий ликвидации поглощений буровых растворов"

Актуальность проблемы

Одним из распространенных и тяжелых видов осложнений, встречающихся при бурении скважин, является поглощение буровых и тампонажных растворов. Зоны поглощения буровых и тампонажных растворов, а также градиенты их возникновения, при проектировании строительства скважин служат определяющими критериями обоснования выбора конструкции скважин, гидравлических программ промывки скважин, способа цементирования при разобщении пластов и во многом определяют трудоемкость и материалоемкость строительства скважин.

В этих условиях повышение технико-экономических показателей строительства скважин определяется эффективностью методов профилактики и ликвидации поглощений при разбуривании разреза.

При вскрытии продуктивных отложений в условиях аномально-низких пластовых давлений (АНПД) горизонтальными участками стволов скважин градиенты забойного давления могут превышать индексы поглощения даже при отсутствии начальной открытой трещиноватости массива пород в коридоре их проводки. При этом резко возрастают требования к качеству буровых растворов с целью исключения дифференциальных прихватов и сохранения продуктивности формаций при проникновении растворов в пласт при проведении изоляционных работ.

Сложность решения проблемы борьбы с поглощениями определяется многообразием взаимосвязей горно-геологических условий их возникновения и технологических факторов, действующих в процессе бурения скважины. Решение проблемы борьбы с поглощениями приводит к выделению ряда самостоятельных задач в области геологии, физики пласта, гидравлики, сопротивления материалов, реологий нетвердеющих вязкопластичных и твердеющих тампонажных растворов, условий движения суспензий и твердых частиц в поровой среде и трещинах горных пород и др.

Большой вклад в разработку технологий борьбы с поглощениями буровых растворов внесли отечественные исследователи В.И. Крылов, И.И. Вахромеев, И.А. Сидоров, М.И. Сухенко, В.В. Мищевич, Л.М., М.А. Котяхов, Л.М. Ивачев, М.В. Курочкин, М.Р. Мавлютов, В.Г Ясов., В.Н. Поляков и др.

Работами этих исследователей показана природа осложнения, разработаны способы исследования скважин и предложены расчетные модели параметров зон поглощения, технологии ликвидации, а также выполнены работы по анализу областей их эффективного применения.

Настоящий этап развития нефтяной и газовой индустрии в России характеризуется выходом на большие глубины, увеличением объемов буровых работ для поддержания добывных мощностей на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки с аномально-низкими пластовыми давлениями (АНПД). К этому также необходимо отнести выход на освоение месторождений Восточной Сибири, разрезы которых отличаются высокой трещиноватостью пород при градиентах первоначальных пластовых давлений ниже гидростатических давлений.

Рост глубин скважин, АНПД продуктивных отложений при их вскрытии на месторождениях на поздней стадии разработки, а также необходимость освоения новых нефтегазовых провинций с широким распространением трещинных пород с АНПД значительно увеличили тяжесть осложнений, связанных с поглощениями.

В этих условиях разработанные технологии борьбы с поглощениями, включающие способы определения параметров зон поглощения, проведения расчетов при планировании изоляционных операций, а также используемые материалы и тампонажные составы требуют совершенствования.

Это приводит к росту прямых затрат, связанных с изоляцией зон поглощения, а также затрат, связанных с устранением последствий неудачного разобщения пластов при креплении скважин, связанных с поглощениями цементных растворов.

Другой проблемой является сохранение продуктивности формаций при изоляции зон поглощения и надежная изоляция трещин, которые, как правило, являются на поздней стадии разработки месторождений с АНПД каналами гидропроводности и обводнения скважин при добыче, что делает проведение буровых работ нерентабельным.

Цель работы

Повышение эффективности борьбы с поглощениями буровых растворов путем совершенствования систематизации условий осложнений, определяющих выбор технологии изоляции, упрощения и повышения точности методик для инженерных расчетов параметров осложнения, привлечения новых материалов при общем их сокращении и унификации, а также разработки новых составов и способов их доставки в зону поглощения.

Основные задачи исследований

1. Усовершенствование методики расчета параметров зоны поглощения.

2. Обоснование классифицирующих признаков для выбора способов борьбы с осложнением.

3. Повышение эффективности существующих технологий борьбы с осложнением при сокращении номенклатуры применяемых материалов и максимальной их унификации при строительстве скважин.

4. Разработка новых составов, материалов и способов ликвидации осложнений повышенной сложности.

Научная новизна

1. Предложена методика расчета эквивалента раскрытия трещин пород поглощающего пласта.

2. Предложена и обоснована методика расчета радиуса изоляционного экрана при использовании буферных тампонов для тампонажа горных пород.

3. Разработаны новые составы и способы их доставки в зону поглощения при ликвидации осложнений повышенной сложности.

Практическая ценность

Разработана временная инструкция по ликвидации поглощений при бурении нефтяных и газовых скважин.

Повышена успешность ликвидации частичных поглощений при бурении скважин до 98 % и ликвидации осложнений повышенной сложности до 90%, что позволило повысить технико-экономические показатели строительства скважин, за рост которых ООО «Оренбургская буровая компания» на областном конкурсе отмечена первым местом по предприятиям ТЭК (ООО «Газпром», ОАО «ТНК-ВР», ОАО «Оренбургтеология»). Экономический эффект от внедрения разработок составил 74,4 млн. рублей.

На основании выполненных теоретических и промысловых исследований разработаны:

- методика расчета параметров зон поглощения;

-методика расчета радиуса изоляционного экрана при использовании буферных тампонов;

- буферные тампоны для тампонажа трещинно-кавернозных коллекторов зон поглощения;

- способ тампонажа трещиноватых горных пород (патент 2277574 РФ);

- повышена эффективность использования наполнителей.

Выполненные исследования по разработке технологий тампонажа горных пород при бурении нефтяных и газовых скважин выявили свою эффективность при строительстве скважин.

Автор выражает благодарность своему научному консультанту, канд. тех. наук Гороновичу С.Н., д-ру технических наук, профессору Овчинникову В.П., за ценные замечания, помощь и содействие в выполнении работы. Особая признательность выражается директору ООО «ВолгоУралНИПИгаз» д-ру технических наук, профессору Генделю Г.Л., директору Оренбургского филиала ООО «Бургаз», канд. тех. наук Кобышеву Н.П., а также сотрудникам института за предоставленную возможность и сотрудничество при проведении исследований и промысловой апробации разработок.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Степанов, Виталий Николаевич

Результаты исследования зависимости радиуса тампона от пластической прочности и давления приведены в таблице 20.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Степанов, Виталий Николаевич, Тюмень

1. Алиев М.М. и др. Девонские отложения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции / Алиев М.М., Батанова Г.П., Хачатрян P.O., Ляшенко А.И., Новожилова С.И. Адлер М.Г., Федорова Т.И., Тюрихин A.M., Михайлова H.A. М.: Недра, 1978.

2. Шпильман И.А., Максимов С.П., Воробьёв A.A. и др. Геологическое строение Оренбургского газоконденсатного месторождения и перспективы дальнейших геологоразведочных работ в пределах Яикского свода. М.: Геология нефти и газа, № 7.- 1972.

3. Политыкина М.А. О пластовом строении Оренбургского газоконденсатного месторождении. -М.: Геология нефти и газа, №6, 1980.

4. Максимов С.П., Ларская Е.С., Хаханова И.Н. О формировании Оренбургского газоконденсатного месторождения. М.: Геология нефти и газа, № 11.- 1979.

5. Егорова Л.З. Строение и состав кристаллического фундамента и бавлинских отложений Куйбышевской и Оренбургской областей //Геология/ Под ред. К.Б. Аширова: Тр. Куйбышевской НИИНП. Куйбышев, 1964. вып. 24.

6. Жуков И.М. Перспективы нефтегазоносности зон сочленения Волго-Уральской антеклизы, Предуральского краевого прогиба и прикаспийской впадины // Геология нефти и газа. 1980,- № 2.

7. Жуков И.М. и др. Геологическая модель Бузулукской впадины и направления поисковых работ / Жуков И.М., Коврижкин B.C., Кутеев Ю.М., Постоенко П.И., Денцкевич И.А., Суровиков Е.Я., Абрамов В.А. //Геология нефти и газа. 1987, - № 12.

8. Кожевников И.И., Фомина Г.В. Тектоника бассейна среднего течения реки Урал. Материалы по региональной тектонике СССР. - М.: Недра, 1964.

9. Лисовский H.H., Хлебников B.C. Формирование разрывных нарушений в отложениях девона и верхнего докембрия восточной части Русской плиты // Геология нефти и газа. 1980. - № 8.

10. Макарова С.П., Макаров Г.В. Особенности тектоники кристаллического фундамента Оренбургской области: Тр. ЮУО ВНИГНИ. -Саратов: Изд-во ВНИИГНИ, 1973. Вып. 2.

11. Горонович С.Н., Жидков В.А. Научное и проектное обеспечение массового строительства скважин в Прикаспийской нефтегазовой провинции. -М.: ОАО ВНИИОЭНГ, № 7,2002.

12. Коротова В.А. Роль гидрогеологических факторов в образовании, сохранении и разрушении нефтяных залежей. Л.: Наука, 1975.

13. Кузнецов В.И. Распространение компонентов водорастворенного газа в пределах Восточно-Оренбургского структурного выступа //Нефтегазовая геология и геофизика. 1982. - № 9.

14. Кузнецов В.И. Газогидрохимические показатели нефтеносности локальных структур в пределах северного обрамления Прикаспийской впадины //Нефтегазоносность северо-восточного обрамления Прикаспийской впадины. -М.: Изд-во ВНИГНИ, 1988.

15. Крылов В.И., Сухенко Н.И. Исследование и изоляции зон поглощений с помощью пакеров М.: ЦНИИТЭнефтегаз, 1963. - 79 с.

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

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

18. Поляков В.Н., Мавлютов М.Р. и др. Технология и техника борьбы с поглощениями при строительстве скважин. Уфа: Китап, 1998.

19. Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. -М.: Недра, 1982.-304 с.

20. Басаргин Ю.М., Будников В.Ф., БулатовА.И. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплутации. М.: Недра, 2000.

21. Физические свойства горных пород и полезных ископаемых (петрофизика). Справочник геофизика. Под ред. Дортмана. М.: Недра, 1976. -с. 527.

22. Справочник физических констант горных пород. М.: Мир, 1969.

23. Справочник (кадастр) физических свойств горных пород. Под редакцией Н.В. Мельникова, В.В. Ржевского, М.М. Протодьяконова. М.: Недра, 1975.

24. Здорик Т.Б., Матиас В.В., Тимофеев И.Н., Фельдман Л.Г. Минералы и горные породы СССР. -М.: Мысль, 1970.

25. Желтов Ю.П. Механика нефтегазоносного пласта. М.: Недра, 1970.

26. Котяхов Ф.И., Юрчак В.П. Некоторые результаты определения эффективной трещиноватости горных пород гидродинамическими методами. -Нефтяное хозяйство, 1972, № 10. с. 40-43.

27. Мищевич В.И. Определение параметров проницаемых пластов по данным гидродинамических исследований. Нефтяное хозяйство, 1972, № 1,- с. 24-29.

28. Инструкция по борьбе с поглощениями при бурении и креплении скважин. РД 39 - 2- 684 - 82. - Краснодар: ВНИИКРнефть, 1982.

29. Инструкция по исследованию и изоляции пластов, поглощающих промывочную жидкость при бурении скважин на месторождениях Татарской АССР. Бугульма: 1978. - с. 77.

30. Abrams A. Mud design to minimize rock impairment due to particle //JPT/ 1977 Maj.-P. 586-592.

31. Крылов В.И., Крецул B.B. Применение кольматантов в жидкостях для первичного вскрытия пластов с целью сохранения их коллекторских свойств./Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, № 4,2005.

32. Крылов В.И., Крецул В.В. Методические указания по выбору промывочной жидкости для вскрытия продуктивных пластов. М.: Рос. Гос. ун-т нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002.

33. Добрынин В.М. Деформация и изменение физических свойств коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1970.

34. Курочкин М.В., Алексеев M.B. и др. Использование наполнителей при бурении скважин. Обзорная информация, сер. Бурения. М.: ВНИИОНГ, 1985.

35. Ясов В.Г., Мыслюк М.А. Предупреждение поглощений при разбуривании трещиноватых пород. М.: ВНИИОНГ, 1982.

36. Вахромеев И.И. Теоретические основы тампонажа горных пород. -М.: Недра, 1968.-е. 294.

37. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. М.: Недра, 1979. - с. 303.

38. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. М.: Недра, 1986

39. Eaton В.А. Fracture Graditnt Projection and Its Application in Oilfield Operation. J. Pet. Tech/ Oct, 1969.

40. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении. М.: Недра,1987.

41. Гукасов H.A. Практическая гидравлика в бурении: Справочник. М.: Недра, 1984. - с. 197.

42. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин. М.: Недра, 1984. - с. 317.

43. Ш.К. Гиматудинов, Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982. - с.309.

44. Первердян A.M. Физика и гидравлика нефтяного пласта. М.: Недра, 1982.-е. 191.

45. Мищенко И.Т., Сахаров В.А., Грон В.Г., Богомольный Г.И. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. М.: Недра, 1984.

46. Рабинович Е.З. Гидравлика. М.: Недра, 1974.

47. Степанов В.Н., Горонович С.Н., Ефимов A.B. Расчет параметров зон поглощения буровых растворов. /Научно-технический журнал «Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе». -М.: ОАО «ВНИИОНГ», № 6, 2006.-с. 10-12.

48. Спивак А.И., Мавлютов М.Р., Горонович С.Н. Инструкция по предупреждению и ликвидации поглощений в порово-трещинных карбонатных коллекторах при вскрытии газоносных отложений большой толщины. Мингазпром СССР, РД 51-128-97. Уфа: УНИ, 1987.

49. Спивак А.И., Мавлютов М.Р., Поляков В.Н., Горонович С.Н. и др. Руководящий нормативный документ РД 51-111-86 «Инструкция по технологии управляемой кольматации проницаемых пород при бурении и заканчивании скважин. Москва, Мингазпром, 1986.

50. Мавлютов М.Р., Акчурин Х.И., Соломенников C.B. и др. Воздействие на твердые частицы бурового раствора при кольматации стенок скважины. -М.: Недра, 1997.

51. Мавлютов М.Р., Поляков В.Н., Кузнецов Ю.С. и др. Использование высоконапорных струй при строительстве скважин. Обзорная информация, сер. Бурения. М.: ВНИИОНГ, выпуск 9 (92), 1985. - с. 55.

52. Абдрахманов Г.С., Ибатуллин Р.Х., Роднин A.A. Зайнуллин А.Г. Техника и технология ликвидации поглощений при бурении скважин. Обзорная информация, сер. Бурения. М.: ВНИИОНГ, выпуск 10 (72), 1984. -с. 48.

53. Игнатьев Н.И., Мухаметов М.Г., Горонович С.Н., Зарипов С.З. Вспученный вермикулит облегчающая добавка и наполнитель к глинистому раствору. - М.: Газовая промышленность, № 7,1975.

54. Горонович С.Н., Селиханович A.M. Изоляция зон поглощений буровых растворов в порово-трещинных карбонатных коллекторах./Юбилейный сборник научных трудов ООО «Волго-УралНИПИгаз». Оренбург: ИПК «Газпромпечать», 2002. - с. 146

55. Каталин Айвен и Джеймс Брутон, М-1, Бен Блойс, Chevron Texaco Лучший способ борьбы с потерями цирукуляции. М.: Нефтегазовые технологии № 6, ноябрь - декабрь 2003.

56. Степанов В.Н., Горонович С.Н., Ефимов A.B. Ликвидация поглощения буровых растворов с использованием наполнителей. М.: ООО «БУРНЕФТЬ», Специализированный журнал «Бурение & Нефть», июнь 2005. с. 12-14.

57. Блажевич В.А., Умрихина E.H. Новые методы ограничения притока воды в нефтяные скважины. М.: Недра, 1974.

58. Шевцов В.Д. Регулирование давления в бурящихся скважинах. М.: Недра, 1984.-с. 191.

59. В.Ф. Роджерс. Состав и свойства промывочных жидкостей. М.: Недра, 1968. - с. 594.

60. Горонович С.Н., Рудницкий A.B., Селиханович A.M. и др. Способ изоляции зон поглощений. Авторское свидетельство № 2030562,1992.

61. Данюшевский B.C., Джабаров К.А., Горонович С.Н. и др. Состав для изоляции зон поглощений. Авторское свидетельство № 1154436. БИ № 17, 1985.

62. Беляев Н.М. Сопротивление материалов. М.: Физматгиз, 1962. - с.856.

63. Соловьев Е.М. Задачник по заканчиванию скважин. М.: Недра, 1989. -с. 254.

64. Гусейнзаде М.А., Калинина Э.В., Добкина М.Б. Методы математической статистики в нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1979. - с. 13 - 26; 303 - 310.

65. Пустыльник Е.И. Статистические методы анализа и обработки наблюдений. М.: Наука, 1968. - с. 252-268, 288.

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

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

68. Степанов В.Н., Горонович С.Н., Цыцымушкин П.Ф., Ефимов А. В.Расчет радиуса изоляционных экранов при ликвидации зон поглощения буровых растворов. /Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе, № 6,2005.-с. 29 -32.

69. Инструкция по предупреждению и ликвидации поглощений в порово-трещиноватых карбонатных коллекторах при вскрытии газоносных отложений большой толщины. РД 51-128-67. Уфа, 1987.

70. Фридрихсберг Д.А. Курс коллоидной химии. Л.: Химия, 1984. - с.367.

71. Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химии. Поверхностные явления и дисперсные системы. М.: "Химия", 1988. с. 270 -276.

72. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. -М.: Недра, 1972.-с. 391.

73. Литаева З.А., Рябченко В.И., Шишов В.А. и др. Регламентирование свойств глинопорошков, используемых для приготовленияя буровых растворов. Обзорная информация, сер. Бурения М.: ВНИИОНГ, 1979.

74. Глинка Н.Л. Общая химия: Учеб. Для вузов. Изд. 30 -е, испр./ - М.: Интеграл - Пресс, 2004. - с. 685.

75. Ахметов Н.В. Общая и неорганическая химия. М.: Высшая школа, 2003. - с. 743.

76. У.Слейбо, Т. Терсоне. Общая химия. М.: Мир, 1979. - с. 550.

77. Патент 2277574 РФ. МПК С09К 8/467 (2006.01). Способ изоляции зон поглощений./Горонович С.Н., Цыцымушкин П.Ф., Степанов В.Н., Ефимов A.B. и др. Заявка: от 27.10. 2004, опубл. 10.06.2006, Бюл. № 16.

78. Диплом за разработку «Химическая кольматация зон катастрофического поглощения». V Московский международный салон инноваций и инвестиций; 15-18.02.2005г.

79. Булатов А.И., Сухенко Н.И. Изоляционные работы при проводке скважин в условиях поглощения бурового раствора. Обзорная информация, сер. Бурения. М.: ВНИИОНГ, выпуск 11 (50), 1983. - с. 70.

80. Сурикова O.A., Курочкин Б.М., Алексеев М.В. и др. Предупреждение и ликвидация осложнений в трещиноватых породах. Обзорная информация, сер. Бурения. -М.: ВНИИОНГ, выпуск 10 (93), 1985. с. 58.

81. Гуль В.Е. Структура и прочность полимеров. М.: Химия, 1971.

82. Бюиста Д.Н. Композиционные материалы на основе полиуретанов. -М.: Химия, 1982.

83. Горонович С.Н., Олейников А.Н., Селиханович А.М. и др. Способ изоляции зон поглощений. Патент РФ № 2106476, 1998. (ДЭГ).

84. X. Тейлор. Химия цемента. М.: МИР, 1996. - с. 266.

85. Степанов В.Н., Ефимов A.B. Повышение индексов поглощений и тампонажа горных пород при бурении скважин. М.: ООО «БУРНЕФТЬ», Специализированный журнал «Бурение & Нефть», 11. 2006г.