Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка и внедрение технологических жидкостей для бурения, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов юрских отложений на месторождениях Западной Сибири

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка и внедрение технологических жидкостей для бурения, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов юрских отложений на месторождениях Западной Сибири"

На правах рукописи

003052Э11

АЛЕКСАНДРОВ ИГОРЬ ЕВГЕНЬЕВИЧ

РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ БУРЕНИЯ, ПЕРВИЧНОГО И ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Специальность 25.00.15. - Технология бурения и освоения скважин

Р

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Краснодар - 2007

003052911

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Научно-производственном объединение «Бурение» (ОАО НПО «Бурение»),

Научный руководитель: Заслуженный изобретатель РФ,

доктор технических наук, профессор Рябоконь Сергей Александрович

Официальные оппоненты: доктор технических наук,

Кошелев Владимир Николаевич

Ведущая организация

кандидат технических наук Лышко Георгий Николаевич ЗАО «Сибирский научно-исследовательский и проектный институт «Нефтяные Горизонты»

Защита состоится « 22 » марта 2007 г. в 10 часов на заседании диссертационного совета Д 222.019.01 при ОАО НПО «Бурение» по адресу 350625, г.Краснодар, пос.Яблоновский ул.Ленина, 39/1 Тел/факс (861) 267-71-52, 216-07-29.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПО «Бурение».

Ваши отзывы (в двух экземплярах, заверенные печатью учреждения) просим присылать в адрес ученого секретаря диссертационного совета.

Автореферат разослан » ^ 2007 г.

Ученый секретарь диссертационного _ ^

совета, доктор технических наук Л.И. Рябова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность работы.

В настоящее время Западная Сибирь остается ведущим российским топливным регионом с суммарными запасами нефти свыше 20 млрд. тонн. Так, в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО), в эксплуатации находятся более 400 месторождений, продуктивные пласты (группы АВЬ АВ2, БВ5. БВ6) которых интенсивно эксплуатируется, что приводит к снижению пластовых давлений, увеличению горного давления в приствольной зоне пласта скважин и осложнению горно-геологических условий при строительстве новых скважин.

Кроме того, при бурении и вскрытии продуктивных пластов юрских отложений (ЮБ|), расположенных на больших глубинах и как, правило с низкой проницаемостью, предъявляются повышенные технико-технологические требования к технологическим жидкостям при первичном и вторичном вскрытии коллекторов.

Важной при бурении остается проблема обеспечения устойчивости верхнележащих глинистых разрезов ствола скважины. Вследствие диспергирования неустойчивых глинистых отложений увеличивается расход химреагентов на обработку бурового раствора, увеличиваются объемы отходов бурения, загрязняются продуктивные пласты. Затраты времени на борьбу с осложнениями (осыпи, обвалы горных пород, прихваты бурового инструмента, поглощения) могут составлять до 25 % от общего календарного времени бурения.

В то же время определяющей при строительстве скважины остается задача сохранения при первичном и вторичном вскрытии потенциальных возможностей продуктивных залежей с целью получения максимальных дебитов углеводородного сырья.

Поэтому разработка и внедрение технологических жидкостей обеспечивающих при бурении устойчивость глинистых разрезов и максимальное сохранение продуктивности при первичном и вторичном вскрытии продуктивных пластов нефтяных скважин на месторождениях Западной Сибири является актуальной.

Цель и задачи.

Повышение эффективности и качества строительства скважин, сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов путем разработки и внедрения технологических жидкостей для бурения, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов юрских отложений Западной Сибири.

Основные задачи исследований.

1. Анализ текущих горно-геологических условий и особенностей залегания юрских продуктивных отложений на примере Аригольского месторождения ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».

2. Разработка рецептуры промывочных жидкостей на водной основе для первичного вскрытия низкопроницаемых продуктивных пластов группы ЮВ горизонтальными участками скважин.

3. Научное обоснование технологических параметров и разработка рецептуры промывочной жидкости на водной основе из условия безаварийной проводки наклонно-направленных скважин и сохранения коллекторских свойств юрских отложений на примере Аригольского месторождения ОАО «СН-МНГ».

4. Разработка методики выбора оптимальных параметров, научное обоснование подбора компонентов и разработка рецептуры технологической жидкости на углеводородной основе для вторичного вскрытия продуктивных коллекторов.

5. Определение технико-экономической эффективности применения промывочных жидкостей для бурения наклонно-направленных и горизонтальных стволов, а также технологических жидкостей заканчивания при строительстве нефтяных скважин на месторождениях ОАО «СН-МНГ».

Научная новизна.

1. На примере Аригольского месторождения впервые научно разработана методика выбора технологических параметров промывочных жидкостей для безаварийной проводки наклонно-направленных и горизонтальных скважин на высокооглинизиро-ванные и пизкопроницаемые коллектора юрских отложений.

2. Разработана новая промывочная жидкость на водной основе для бурения горизонтальных участков скважин - биополимерный раствор «БУРВИС», отличающийся от ранее известных низкими плотностями и высокими поверхностно-активными свойствами.

3. Для бурения наклонно-направленных скважин разработана новая рецептура безглинистого биополимериого ингибирую-щего раствора «ПОЛИБУР», обеспечивающего устойчивость глинистых разрезов и сохранение коллекторских свойств при первичном вскрытии низкопроницаемых продуктивных пластов группы юрских отложений.

4. Научно обоснованы и разработаны технологические жидкости на углеводородной основе - новые составы «V1P» для вторичного вскрытия продуктивных пластов, позволяющие применять их в пластах с низкой проницаемостью, пониженными (на 20 - 40 %) текущими пластовыми давлениями и высокой пластовой температурой без потери продуктивности.

Практическая значимость работы и реализация результатов

1. Использование разработанной методики выбора параметров бурового раствора и применение безглинистого биполимер-ного раствора «ПОЛИБУР» позволило осуществить на месторождениях ОАО «СН-МНГ» безаварийное бурение на юрские отложения более 90 наклонно-направленных скважин с сохранением их коллекторских свойств.

2. Разработана технология приготовления и применения биополимерного бурового раствора «БУРВИС», позволившего впервые пробурить горизонтальные скважины протяженностью горизонтальных участков до 1200 м и осуществить при этом качественное вскрытие низкопроницаемых продуктивных пластов группы ЮВ| с дебитами превышающими базовую технологию в 1,2-1,5 раза. В период с 2004 по 2006 годы на растворе «БУРВИС» пробурено более 50 горизонтальных скважин.

3. Суммарный экономический эффект от использования разработанных технологических жидкостей «БУРВИС» и «ПОЛИБУР» на месторождениях ОАО «СН-МНГ» составил более 10,4 млн.рублей.

4. Разработаны и внедрены на месторождениях ОАО «СН-МНГ» технологические жидкости на углеводородной основе для

глушения и вторичного вскрытия продуктивных пластов. Разработанные технологические жидкости на углеводородной основе «VIP» были успешно использованы для вторичного вскрытия продуктивных пластов с низкой проницаемостью (до 0,005 мкм") с пониженными пластовым давлениями. Экономическая эффективность от внедрения разработанной технологии вторичного вскрытия на 31 скважине составила более 1,6 млн.рублей.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались:

1. на XII - ой межотраслевой научно - практической конференции «Восстановление производительности нефтяных и газовых скважин» в г. Анапе 26-30 мая 2003 г.,

2. межотраслевой научно - практической конференции молодых ученых и специалистов « Пути повышения эффективности техники и технологии строительства, эксплуатации и ремонта нефтегазовых скважин» в г. Краснодаре 14-18 февраля 2005 г.,

3. на ХХ-ой юбилейной межотраслевой научно - практической конференции по основным проблемам строительства и ремонта скважин «Современная техника и технология заканчивания скважин» в г. Анапе 2-7 октября 2006 г.,

4. на заседаниях ученых советов и семинарах лабораторий ОАО НПО «Бурение».

5. В полном объеме диссертационная работа докладывалась и обсуждалась на семинарах: отдела маркетинговых исследований и лаборатории технологии и физико-химии реагентов, лаборатории технологий и материалов для вторичного вскрытия, освоения и ремонта скважин ОАО "НПО "Бурение".

Публикации. По теме диссертации опубликовано 11 печатных работ.

Объем работы. Работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка использованной литературы, включающего 68 наименований, изложена на 112 страницах машинописного текста, содержит 18 рисунков, 25 таблиц и 18 страниц приложений.

Автор выражает благодарность научному руководителю -заслуженному изобретателю РФ, д.т.н., профессору С.А. Рябоко-ню, сотрудникам лаборатории технологии и физико-химии реагентов: Мойса Ю.Н., Яковенко В.И., лаборатории технологии и

материалов для вторичного вскрытия освоения и ремонта скважин: Бояркину A.A., Ломосову М.Ю., Бадовской В.И. оказавшим помощь в работе над диссертацией.

В первой главе представлен анализ геолого-технических условий строительства скважин на Аригольском месторождении ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» (ОАО «СН-МНГ»).

Научные концепции о влиянии промывочных жидкостей на призабойную зону продуктивных пластов изложены в фундаментальных работах П.А. Ребиндсра, Э.Г. Кистера, А.И. Пенькова, J1.K. Мухина, К.Ф. Пауса и др.

В первой части главы проведен краткий геологический анализ Аригольского месторождения, отмечено, что весь геологический разрез месторождения сложен в виде монотонного переслаивания песчано-алевритнстых и глинистых разностей.

Проектный нефтяной пласт ЮВ| залегает в интервале глубин 2280-2300 м по вертикали, сложен коллектором порового типа, средняя проницаемость пласта от 3,0 мД до 60 мД (средняя проницаемость пласта по кернам составляет 20 мД). Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта ЮВ] изменяется в пределах от 2,0 м до 20,4 м, имея максимальное значение в центральной его части залежи, где отмечается практически монолитное строение пласта. Пластовая температура + 80 °С. Значение градиента пластового давления ЮВ] составляет от 0,081 кгс/см2 до 0,09 кгс/см2 на 1 м.

Пониженное пластовое давление, высокая заглинизирован-ность коллектора (до 20%), низкая проницаемость являются основной причиной подбора оптимальных параметров раствора и компонентного состава промывочных жидкостей.

Во второй части обзора проведен анализ базовой технологии промывки скважин на Аригольском месторождении и существующих рецептур и технологических свойств промывочных жидкостей для бурения и первичного вскрытия продуктивных горизонтов.

Оценка технологии и качества первичного вскрытия гранулярных пород-коллекторов заключалась в определении соответствия технологических факторов и свойств бурового раствора горно-геологическим условиям и характеристикам вскрываемого пласта.

Ранее бурение и вскрытие продуктивных горизонтов на Аригольском месторождении осуществлялось на полимер-глинистых буровых растворах с технологическими параметрами, представленными в табл. 1.

Таблица 1.

ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ ПОЛИМЕРОМ III 1С ТО! О БУРОВОГО

РАСТВОРА (КАЗОВАЯ ТЕХНОЛОГИЯ)

Плотность, р г'см1 Вязкость, Т, с © i . X 5 т « о i о 8 ж 1 и о Ш с i й X и Толшина корки, К мм Содержание песка, П, % X о. Обшая минерализация г/л 3 = * ЕГ 8 Г » г й я Е S с t i : 1 = с ® Динамическое напряжение сдвига т,„ дПа Межфазное натяжение, <у, чН/м Краевой угол смачивания, 0, град

1,121,16 22-34 6-8 5-10/ 10-15 0,5-1,5 1,01,5 8,59,5 0,51,5 6-8 35-40 3032 50-65

При высоких механических скоростях бурения существенно увеличивается рост плотности бурового раствора в затрубном пространстве, рост репрессии, увеличение толщины корки, что в свою очередь увеличивает вероятность сальникообразования, прихватов в зонах проницаемых пластов и снижает качество вскрытия продуктивного пласта. Согласно Пигготу допустимой концентрацией частиц выбуренной породы в буровым растворе является величина до 5%, в случае увеличения концентрации резко возрастает вероятность указанных выше осложнений.

Влияние механической скорости бурения на некоторые показатели, характеризующие углубление скважины в продуктивных отложениях с заданными механическими скоростями 10 и 25 м/ч представлено в табл.2.

Расчеты выполнены с помощью компьютерной реолого-гидравлической программы разработанной в ОАО «НПО «Бурение», для скважины вскрывающей продуктивные отложения на глубине 2600 м долотом 215,9 мм на полимер-глинистом буровом растворе плотностью 1100 кг/м3 при расходе 28 л/с (базовая технология).

Из результатов расчета видно, что базовая технология промывки не в полной мере обеспечивает очистку забоя от выбуренной породы, так при скорости механической скорости бурения 25 м/ч в верхлежащем интервале эффективность транспорта шлама составляет 53% и увеличивается до 77% при снижении мех. скорости в 2,5 раза в продуктивных отложениях.

Таблица 2

п1дравлпче( кие иоклиткли полученные по базовой технологии

Интервал бурения от 400 м до 2576 м от 2576 до 2600

Мин скорость в затрубном, м/с 0,57 0,56

Показатели стеленного закона -для внутритрубного пространства

п 0,78 0,78

к 1,12 1,12

-для затрубного пространства п 0,37 0,37~

к Мин число Ре в затрубье 13,88 13,88 518.11

520,71

Макс число Яе в затрубье Критическая скорость, м/с 1093,28 1,64 1339,45 1,64

Критический расход, л/с 42.82 42,82

транспорт шлама по базовой технологии

Интервал бурения от 400 м до 2576 м от 2576 до 2600

Мех скорость бурения, м/ч 25,00 10,00

Напряжение сдвига на границе с частицей, Па 5,34 4,37

Скорость сдвига на границе частицы для ламинарного режима, 1/с 43,37 25,45

Скорость оседания шлама, м/с 0,264 0,104

Мин скорость потока в затрубном, м/с 0,565 0,564

Макс скорость потока в затрубном, м/с 1,065 1,252

Мин скорость транспорта шлама, м/с 0,301 0,460

Эффективность транспорта шлама, % 53,27 77,60

Концентрация частиц, % 5,27 1,86

Потери давления в затрубном, атм 1.07 4,95

Эквивалентная циркуляц плотность, кг/куб м 1 132,44 1 120,61

Эквивалентная плотность + шлам, кг/куб м 1 152,98 1 126,96

Не полный вынос шлама приводит к увеличению содержания твердой фазы в растворе до 53 кг/м3, что может привести к осложнениям в процессе углубления скважины. Зашламованность бурового раствора выбурено породой приводит к тому, что происходит значительное загрязнение продуктивного пласта и снижение в дальнейшем его продуктивности.

Аналитический расчет влияния типа и параметров промывочной жидкости на изменение коэффициента восстановления проницаемости Р выполнен согласно зависимости для глинистых растворов, предложенной А.И. Пеньковым:

-О 2 a cos 0 -0,2 23.7 cos 63

р = 100 X е ЛГ =100 X с 0 48 10 = 64,40 % (1)

В расчетах коэффициента восстановления проницаемости использовались усредненные значения радиуса фильтрации (гф = 0,48 м), проницаемости (Кпр=14 мД) и пористости (<р = 14%), полученные по результатам фактических геофизических исследований скважин на Аригольском месторождении. Количественная интерпретация выполнялась в системе ГЕОПОИСК специалистами ОАО «Сибнефть-Ноябрьскгеофизика». Расчет проведен при депрессии освоении АР = 10 МПа.

Оценка качества заканчивания скважин по базовой технологии проведена лабораторными исследованиями на натурных кернах Аригольского месторождения в соответствии с методикой в основе, которой лежит математический аппарат закона Дарси. В качестве базового бурового раствора был использован полимер-глинистый буровой отобранный со скважины Аригольского месторождения с параметрами, представленными в табл.1.

На основании полученных керновых результатов испытаний можно сделать следующие выводы скорость фильтрации полимер-глинистого бурового раствора в натурные керны Аригольского месторождения находятся на уровне 4x10"6 м/с, что обеспечивает коэффициент восстановления проницаемости по фильтрату бурового раствора на уровне 60% при радиусе зоны обводнения пласта фильтратом 0,6-0,7 м. Все это приводит к потери дебита на 20% от потенциально возможного. Показатель относительной продуктивности составил 0,75-0,8.

Исследования, проведенные на натурных кернах Аригольского, позволили установить, что причиной потери потенциального дебита с технологической точки зрения по базовой технологии служат следующие причины:

- зашламованность ствола скважины в результате слабой транспортирующей и выносящей способности полимер - глинистого бурового раствора;

- образования зон повышенной водонасыщенности за счет гидрофильности пласта;

- низкие поверхностно-активные свойства применяемого раствора;

- гидратация глин, содержащихся в коллекторе;

- высокие скорости фильтрации в продуктивный пласт и как следствие повышенный радиус фильтрации.

С учетом приведенных условий была поставлена задача рассмотреть направления модернизации параметров бурового раствора в целях обеспечения безаварийной проводке скважины и качественного первичного вскрытия продуктивного пласта.

В третьей части главы проведен анализ имеющихся в литературе данных о воздействии жидкостей на продуктивный пласт при использовании различных технологий глушения и перфорации скважин, определены их недостатки, отмечены характерные для юрских отложений месторождений Среднего Приобья особенности, осложняющие проведение работ по глушению и перфорации скважин.

Основные недостатки чужеродных по отношению к пласту фильтрующихся жидкостей глушения общеизвестны: значительная глубина проникновения в пласт и снижение его фильтрационных характеристик в этой зоне за счет различных негативных физико-химических явлений. К таким негативным явлениям, в первую очередь, следует отнести процессы самокольматации и принудительной кольматации поровых каналов. Самокольмата-ция пласта происходит при нарушении термобарического и химического равновесия в процессе поступления жидкой фазы технологических жидкостей. Принудительная кольматация происходит за счет поступления в пласт с жидкостью глушения нерастворимой твердой фазы. Для предотвращения развития в пласте негативных физико-химических явлений жидкости глушения очищаются от твердых частиц, в них вводятся различные функциональные добавки (ингибиторы, ПАВ и т.п.), но все эти меры лишь частично решают проблему повышения эффективности глушения.

Наиболее перспективным направлением является применение недорогих систем на основе пластового углеводорода - товарной нефти. Однако пластовые углеводороды в чистом виде обладают низкой плотностью, что не позволяет использовать их совместно с водными системами, т.к. в результате гравитационного замещения жидкостей происходит проникновение водного раствора в зону перфорации и неизбежное снижение фильтраци-онно-емкостных свойств продуктивного пласта.

В связи с этим важна разработка технологически несложных, эффективных и надежных способов глушения и перфорации скважин с использованием новых систем на основе пластовых углеводородов, обладающих регулируемыми в широком диапазоне структурно-механическими характеристиками.

Во второй главе изложены способы и методики экспериментальных исследований, представленные в диссертационной работе.

Технологические параметры буровых растворов определяли на стандартном оборудовании в соответствии с РД 39-2-645-81 ОАО НПО «Бурение» и требованиями международного стандарта АНИ.

В третьей главе рассматриваются вопросы, относящиеся к разработке технологических жидкостей для первичного вскрытии, глушения и перфорации скважин в условиях АНПД.

Предложены новые, теоретически обоснованные подходы к выбору промывочных жидкостей, технологических жидкостей глушения и перфорации скважин. Разработаны рецептуры биополимерных буровых растворов для бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин, а также разработаны гелированные углеводородные системы и изучены их свойства.

В первой части третьей главы основные расчеты требуемых технологических параметров и рецептуры промывочных жидкостей и из условия минимизации радиуса проникновения фильтра бурового раствора в пласт (Яф) и, как следствие сохранения колекторских свойств продуктивных отложений, а также из условия безаварийной проводки скважины в верхлежащих глинистых отложениях березановской и люлинворской свитах Ари-гольского месторождения.

Безаварийное углубление в проницаемых интервалах регламентировано фипыпрационншт свойствами в пластовых условиях:

„ 80 80 з

Фвтвд^ = = 9.5 см ,

что в пересчете на значение фильтрации при температуре 20 °С с учетом температурного коэффициента для безглинистых буровых растворов а = 0,03 составит:

л _ Ф втвл _ _ 9,5__ _ _ з

ф2° ~ [ГТ«~ (7: 20~Г] ~ [I + 0,03 (91 - 20 )]~~ 3'° СМ Анализ конструкции и профиля скважин Аригольского месторождения показал, что очистка скважины будет определяться очисткой наклонно-направленного участка в интервале 450 -1986 м и углом 32,55

Структурно-реологические характеристики бурового раствора рассчитаны из условия эффективной очистки ствола скважины от выбуренной породы с целыо предотвращения осложнений, связанных с сальникообразованием, затяжками бурильного инструмента.

Предельное динамическое напряжение сдвига рассчитывают из условия скорости восходящего потока в затрубье, где а - угол отклонения ствола скважины от вертикали. В случае скорости восходящего потока меньше 0,75 м/с (по результатам гидравлических расчетов скорость минимальная скорость восходящего потока 0,56 м/с) предельное динамическое напряжение сдвига равно:

„ 0,813x0 0,813x28 „

т0 = 620--------— = 620------,---= 173 дПа

О сквх(ри-рър) 0,269гх(1,85-1,1)

рп = 1,85 г/см3 - средняя плотность выбуренной породы ОСКв= ОлолхКка|< = 215x1,25 = 268,75 мм » 269 мм Од0Л = 215 мм - диаметр долота Ккав = 1,25 - коэффициент кавернозности О = 28 л/с - производительность насосов Расчет параметров степенной модели Оствальда - де - Ваале: показателя нелинейности (п) и коэффициента консистенции (К) рассчитывают по формулам:

п = 3,32-1ё— = 3,32^ — = 0,38

©зоо 47

К = 0,5! I • — = 0,511 = 2,24 Па с"

511" 511"'"

Требуемое значение эффективной вязкости при низких СП6эф) скоростях сдвига для полноценной очистки ствола скважины определяем по формуле

Т16эф = 0,41 хОскв + 460 = 0,41 х 0,269 + 460 = 570 мПа-с При определении вязкостных характеристик на приборе Рапп-35 БА, эффективная вязкость 570 мПа-с соответствует числу делений на приборе:

и* = '±± = -57-0 = \\,5 об/мин 50 50

Необходимую транспортирующую способность (ТС) бурового раствора, учитывающую диаметр скважины и механическую скорость определяют из соотношения:

ТСт = Осм> х(6,5-0,445-С?) + 0,01-У«ч •=

0,269х(6,5-0,445-28) + 0,01-10 = 1,51

Фактическая транспортирующая способность (ТСф), величина многофакторная, которая зависит от диаметра скважины, производительности насосов, пластической вязкости, предельного динамического напряжения сдвига и определяется выражением из условия:

ТСР < ТСФ „„ (РФ,/ + РФ„ + РФ,)

1 Сф = ----х пи х ре, Р

Реологический фактор диаметра скважины РФ,]: РФ^= 1-0,315-Оскв = 1-0,315-0,269 = 0,915 Реологический фактор пластической вязкости:

РФП = 1,28-ехр(-0,005-т1пл) = 1,28-ехр"000514 = 1,19 Реологический фактор предельного напряжения сдвига:

РФ, = 0,0078-то = 0,0078-173 = 1,35 Коэффициент, учитывающий наклон ствола скважины:

п„ = 0,8+1™ =0,8+^ = 1,34 а 32,55

ТСФ = (°'915 + и') + 1,35) ^ 1 34х 1 )0 = ) 69 ^ что уд0влехв0ряет условию:

ТС,, < ТСф = 1,51 < 1,69

Пластическая вязкость:

г|пл = 33-рбр -22 = 33-1,10-22 = 14мПа-с В качестве добавки регулирующей структурно-реологические свойства раствора нами использовался биополимерные материалы в концентрации 0,2%-0,8% в зависимости от профиля и глубины скважин. Введение биополимеров в концентрациях от 0,2% до 0,8% позволяет повысить т„ с 50 дПа до 200

дПа, при изменении пластической вязкости (г|,1Л) от 10 мГ1а-с до 17 мПа-с.

Одной из главных проблем при вскрытии продуктивных пластов в условиях разнонапорных горизонтов является устойчивость глинистых отложений в верхних интервалах. Поэтому для успешной проводки в глинистых отложениях, склонных к обва-лообразованию, необходимо знать изменение их свойств под воздействием бурового раствора. При выполнении расчетов в качестве оценки гшгибирующих свойств бурового раствора выбран критерий увлажняющей способности (П0).

Увлажняющая способность промывочной жидкости рассчитывается из условия устойчивости стенок скважины и условия гидратации глинистых составляющих и должна составлять по расчету:

п 1535хЯсх_е^= 1^35 x 0,269 ^ЦО, =0 012 м/час (2)

Т*рщ,хе0Ла 20 х 1,12 х е0-' 30

где, Яс - радиус ствола скважины, м , рбр - плотность бурового раствора, г/см3,рпор - поровое давление в эквиваленте плотности, г/см3, а - угол залегания пластов, градус, Т - время нахождения глинистых отложений в необсаженном состоянии, сутки.

Для достижения заданного значения увлажняющей способности при разработке технологической жидкости нами был использован принцип положительного синергетического ингибиро-вания, который заключается в совместном действии минерального (хлористого калия) и органического (ХБН) ингибиторов. Разработаны ингибирующие безглинистые биополимерные растворы с различными плотностями с 1,02 до 1,12 г/см3.

Если катион калия (К*) влияет главным образом на осмотические процессы и капиллярную пропитку путем блокирования межслоевых каналов кристаллической решетки глинистых минералов, то ингибирующая составляющая ХБН за счет адсорбционных и хемосорбционных эффектов снижает диффузионные процессы поверхностной гидратации, а дополнительное введение понизителей фильтрации препятствует проникновению фильтрата в породу.

В скважинах с низкими пластовыми давлениями зачастую невозможно создать депрессии, обеспечивающие вынос фильтрата промывочной жидкости из пласта в процессе освоения сква-

жины, особенно в случаях малопроницаемых коллекторов (менее 20 мД). С целью снижения давления при освоении необходимо при первичном вскрытии продуктивных пластов, чтобы фильтрат бурового раствора обладал поверхностно-активными свойствами.

Для того, чтобы фильтрат бурового раствора прошел зону сужения капиллярного канала при освоении из пласта в скважину, необходимо создать перепад давления величиной, который будет определяться характером смачиваемости поверхности и сродством фильтрата бурового раствора с пластовым флюидом

др = 2-tr• cos(3)

где, а - межфазное натяжение на границе раздела фаз «фильтрат раствора - пластовый флюид»; в - краевой угол смачивания на контакте «фильтрат - порода».

В качестве регулятора поверхностно-активных свойств биополимерного раствора нами использовалась смазочная добавка-ПАВ для вскрытия продуктивных отложений - ФК-2000 Плюс М в концентрации 3 -6 масс. %. Адсорбируясь на поверхности поро-вых каналов, поверхностно-активные составляющие, входящие в компонентный состав ФК-2000 Плюс М, гидрофобизируют поверхность (0=107°) и изменяют характер смачиваемости поро-вых каналов и далее концентрируясь на границе раздела фаз углеводород - фильтрат бурового раствора кратно снижают межфазное натяжение до значений 5-12 мН/м.

Априорный расчет коэффициент восстановления проницаемости (Р), согласно рассчитанных параметров проведен по формуле предложенной А.И. Пеньковым для безглинистых буровых растворов, объединяющие в себе геологические характеристики продуктивного пласта и свойства бурового раствора:

Р = 100-ехр

0,2 -a- cos © • Яф • 1п Яф / Rc

Гзф ■

АР-

0,017-То- Яф

4к

(4)

где: а - межфазное натяжение, мН/м; 0 - краевой угол смачивания, град; К - проницаемость пласта, мкм2;т0 - предельное динамическое напряжение сдвига фильтрата бурового раствора;

гэФ = гср- 1,25-фсв в - эффективный гидравлический радиус поро-вых каналов, мкм; <рсвв = 0,033-е°'5По-фгл - количество связанной

воды, дол.ед.; гср = - средний размер радиуса пор пласта,

мкм; /?/ = о,1 • + 2 у,|, - скорость фильтрации, м/с; Т - время

действия репрессии, сут.; т - пористость.

По проведенному расчету коэффициент восстановления проницаемости оценивается на уровне 0,85 из расчета проницае-мостей пласта ЮВ| Аригольского месторождения.

В табл. 3 сведены требуемые технологические параметры промывочных жидкостей из условия безаварийной проводки скважины и сохранения коллекторских свойств в условиях юрских отложений Аригольского месторождения.

Таблица 3

расчитднные технологические параметры буровых растворов

характеристики и параметры раствора расчитднные значения

фильтрационные характеристики

Фильтрация в забойных условиях, см3/30.мин 9,5

Фильтрация при комнатной температуре, см1'/30мин 3,0

Пластическая вязкость, мПа -с 14

структурно-реологические

Предельное динамическое напряжение сдвига, дПа 173

Пластическая вязкость (РУ),фунт/ 100 футов2 14

Точка текучести (УР), фунт/ фут2 33

Эффективная вязкость при низких скоростях, мПа-с 570

Расчетная транспортирующая способность 1,51

Фактическая транспортирующая способность 1,69

Показатель нелинейности 0,38

Показатель консистентности, Пас" 2,24

пип)пирующие и поверхностно-активные свойства

Ингибирующая способность, м/час 0,012

Межфазное натяжение, мН/м 5-12

Краевой угол смачивания, град. >95

На основе выполненных расчетов разработаны новые технологические жидкости для бурения и первичного вскрытия горизонтальных и наклонно-направленных скважин: высокоингибирую-щая биополимерная система бурового раствора «ПОЛИБУР» и биополимерный буровой раствор «БУРВИС» для бурения горизонтальных стволов скважин (см.табл. 4.).

Таблица 4

1ЕХ1ЮЛ01 НЧКСКПЕ ПАРАМЕТРЫ ККЯ ЛМПНС I Ы.\ В> РОВЫХ РАС! ВОРОВ «ВУРВИС» II «ПОЛ11КУР»ДЛЯ БУРЕНИЯ ГОРИ ЮНТАЛЫ1Ы\ II НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

гьхнологичкскиь ПАРЛМЬТРЫ УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ «ЬУРВИС» «ПОЛИБУР»

т1-:хнич1-:ские

Плотность, р, г/см3 1,02-1,04 1,08-1,12

Показатель фильтрации, Фзо, см1 2-3 3-4

Условная вязкость, уц700/5«> с 30-50 30-45

Показатель рН рН 8-9 7-8

Удельное сопротивление Ом/м 0,40-0,45 0,32-0,37

Коэффициент трения Кт], 0,14-0,18 0,17-0,20

СТРУКТУ Р1Ю-РЕОЛОГИ Ч ЕС КИ Е

Пластическая вязкость г)|П, мПа с 10-13 12-16

Эффективная вязкость при 600 об/мин Чзф, мПа с 22-26 24-30

Предельное динамическое напряжение сдвига т„. дПа 95-115 90-130

Статическое напряжение сдвига Ос^кпкг, дПа 20-25/35-40 25-30/40-45

Показатель нелинейности п 0,42-0,36 0,41-0,33

Коэффициент консистенции К, Па с" 1,20-1,53 1,24-1,67

ИНГИБИРУЮЩИЕ И ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫЕ

Показатель увлажняющей способности, П0, м/час 0,010-0,012 0,008-0,012

Межфазное натяжение фильтрат бурового раствора - углеводород, а, мН/м 7-12 5-9

Краевой угол смачивания 0, град 110-115 120-136

Во второй части третьей главы предложена методика выбора оптимальных параметров и рецептуры жидкостей глушения и перфорации. Выбор параметров жидкости глушения и перфорации в общем случае должен базироваться на решении со-

ответствугощих задач теории фильтрации жидкости в продуктивном пласте. В основу предлагаемой методики положен разработанный ранее в ОАО "НПО "Бурение" способ оценки эффективности первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, в котором рассматриваются соответствующие фильтрационные задачи.

Суть методики выбора параметров жидкости глушения и вторичного вскрытия заключается в следующем. На основании решения задачи о фильтрации жидкости глушения в пласт под действием заданного перепада давления (репрессии на пласт) необходимо определить радиус ее проникновения, оценить степень влияния жидкости на фильтрационные характеристики пласта и затем выбрать параметры жидкости, которые бы обеспечили необходимое качество вскрытия.

1. Расчет радиуса проникновения жидкости глушения в пласт. Приближенное решение нестационарной плоскорадиальной задачи фильтрации методом источников и стоков известно и может использоваться для определения радиуса фронта вытеснения пластового флюида при репрессии на пласт. Без учета диффузионного перемешивания последовательно движущихся в пласте жидкостей радиус фронта вытеснения Иф за время Т определяется по следующей формуле:

л, = д. 1 + ———1, (5)

' Ц (¿л(г) + 2$,,))

1 8кАР 1 94 1 05 гТ

где Ь = --■; г = —-Ар = Рс- Рпл - репрессия на пласт,

»Ц1% Я;

МПа; к - проницаемость пласта, мкм2; т - пористость пласта; ц -вязкость жидкости глушения и перфорации, мПа-с; пьезопро-водность пласта, м2/с; Т - время воздействия жидкости глушения, сут; Бо- скин -эффект.

2. Оценка эффективности вторичного вскрытия с точки зрения его влияния на породу пласта производится на основании решения задачи о стационарной плоско-радиальной фильтрации к скважине, но, в отличие от предыдущей нестационарной задачи, рассматривается приток флюида из пласта в скважину под действием постоянного перепада давления (депрессии на пласт). Для количественной оценки эффективности проведенных работ ис-

пользуется показатель ОП, который определяется по известной формуле:

где Л = Яс, Як - радиус скважины и контура питания, соот-

ветственно, м; 8 - скин-эффект.

Для оценки эффективности процесса глушения последовательно вычисляются:

- радиус проникновения жидкости глушения в пласт по формуле (5) при соответствующем

- коэффициент восстановления проницаемости для жидкости глушения;

- величина ОП по формуле (6) при соответствующих А и Б; Для обеспечения требуемой эффективности процесса вторичного вскрытия или глушения следует действовать в обратном порядке. Задать необходимую величину ОП (может быть любой, кроме 1) и на основании расчетных формул и принятых ограничений получить соотношения для определения параметров жидкости перфорации или глушения.

Помимо требований, относящихся к сохранению коллектор-ских свойств продуктивного пласта, жидкости перфорации должны быть технологичными и соответствовать следующим условиям:

обладать подвижностью при прокачивании насосами и при транспортировании по НКТ к интервалу перфорации;

сохранять стабильность свойств в течение времени, достаточного для выполнения перфорационных работ;

легко удаляться с забоя и из пласта в процессе освоения скважины.

Выбор компонентного состава и изучение свойств гелиро-ванпых углеводородных систем. На первом этапе следует подобрать эффективный загуститель для товарной нефти. Предварительно анализировались возможности известных загустителей по их способности удовлетворять следующим требованиям: легко растворяться в углеводородах (особенно при минусовых температурах без подогрева), эффективно загущать их, обладать устойчивостью к механической деструкции, быть жидкими или порошкообразными, недорогими. Из 15 исследованных загустителей, от-

носящихся, в частности, к карбоцепным полимерам, полигидро-ксикарбоциклатам алюминия, ни один не соответствует всем необходимым требованиям. Для дальнейших исследований был отобран гелеобразователь на основе алициклических карбоновых кислот.

Технология приготовления исследуемых составов достаточно проста: в исходном углеводороде растворяется определенное количество загустителя и затем вводится активатор, при этом происходит загущение товарной нефти.

Изучение свойств углеводородных систем проведено в полном объеме в следующем порядке:

определение минимально необходимой и максимальной концентрации загустителя и активатора;

определение реологических характеристик и эффективной вязкости систем в зависимости от концентрации загустителя и температуры;

регулирование плотности системы;

определение коэффициентов фильтрации и восстановления проницаемости;

оценка морозостойкости и стабильности систем во времени. В результате исследований было установлено следующее. Для составов на основе нефти интервал изменения концентрации загустителя составляет 14 - 18%. Эффективная вязкость разработанных составов при I = 80°С изменяется от 50 до 200 мПа-с при высоких скоростях сдвига, и от 1500 до 3500 мПа-с -при низких. Этим они отличаются от применяемых в настоящее время загущенных рассолов, создавая значительный блокирующий эффект.

Для определения верхнего температурного предела использования разработанных систем проведены опыты в бомбах РУТ по стандартной методике. Температурный предел - 120°С. Определен также нижний температурный предел, при котором возможно применение систем без подогрева - минус 45°С. Фильтрационные характеристики разработанных составов определены по стандартной методике АНИ на фильтр-прессе высокой температуры/высокого давления. При температуре ниже 80°С и при репрессии 4МПа фильтратоотдача не превышает 2 см3/30 мин, а при 100 °С составляет 6 - 8 см3/30мин. Для полного предотвращения поглощений, в частности, в высокопроницаемых продуктивных

пластах, предусмотрено введение кислоторастворимого кольма-танта, который создает легко удаляемую при освоении плотную корку. Его введение также позволяет регулировать плотность углеводородной системы от0,75-0,8 г/см3 до 1,15-1,2 г/см3 без снижения реологических и технологических характеристик жидкости. Влияние разработанного состава на коллекторские свойства пласта изучено на модифицированной установке УИПК-1М с использованием песчаных кернов различной проницаемости и состава. По экспериментальным данным определены радиус проникновения фильтрата, средний коэффициент восстановления проницаемости и показатель ОП, который во всех случаях изменяется от 96 до 99%.

Четвертая глава посвящена результатам промыслового применения разработанных безглинистых биополимерных буровых растворов «БУРВИС», «ПОЛИБУР» и технологических жидкостей глушения и перфорации при строительстве нефтяных скважин на месторождениях ОАО «СН-МНГ».

Некоторые промысловые сравнительные данные эффективности применения базовой технологии применения полимер-глинистого раствора и новой технологии высокоингибирующей биополимерной системы «ПОЛИБУР» представлены в табл.5.

Исходя из результатов вскрытия продуктивных на полимер-глинистых растворах (базовые скважины) и биополимерных растворах, можно сделать вывод, что основными факторами, обеспечивающими безглинистыми биполимерными растворами более высокую эффективность заканчивания скважин являются снижение фильтрации в 2 раза в пластовых условиях, повышение поверхностно-активных свойств фильтратов, что предотвращает набухание глинистого скелета.

Биополимерные растворы «БУРВИС» применяются при бурении горизонтальных скважинах на всех площадях ОАО «СН-МНГ», отдельные результаты работы горизонтальных скважин, пробуренных на юрские отложения приведены в табл. 6.

Увеличение дебита скважин от планируемого связано с оптимально подобранными структурно-реологическими свойствами и поверхностно-активными свойствами фильтрата бурового раствора.

Таблица5

)ФФКкТМВМОСТ1> ИСПОЛЬЗОВАНИЯ 11111 Ш;ИРОВАН11ЫХ ЫЮПОЛНМЕРНЫХ РАО НОРОВ «ПОЛИБУР» ПРИ ВСКРЫ 11111 ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ОАО «СИ-МИГ»

МЕС ГОРОЖДЕШ1Е/КУСТ/СКВ. Продуктивный и наст Дсбш при пскрыгнп ПЛ.1СЮП, М3/су1 ОТКЛОНЕНИЕ

По базоплп технологии На рясшоре «ПОЛПГ.УР» 11 М3 в %

Лрнгольское куст 4/212 ЮВ1 54 65 11 20,37

Лрнгольское 4/199 ЮВ1 56 73 17 30,36

Аршольскос 4/206 Ар»! ольскос м-с куст 11/ 200 ЮВ1 ювГ 36 85" 42 94 6 9 16,67 10,59

Лригольское 11/357 ЮВ1 ЮВ1 65 43 86 21 4 32,31

Аршольскос м-с куст 13/512 9,30

Лрнгольское м-е куст 13/ 529 ЮВ1 24 30 6 25,00

Июго но Арнгольскому мсст-ю 363 437 74 20,39

Тайлаковскос куст1/65 ЮВ1 43 56 13 30,23

Тайлаковскос 4/22 10111 52 58 6 11,54

Тайлаковскос 4/4 ЮВ1 64 87 23 35,94

Тайлаковскос 4/14 ЮВ1 96 134 38 39,58

Тайлаковскос 2/549 ЮВ1 45 61 16 35,56

Итого по Тайлаковскому мест-ю 300 396 96 32,00

Ю-Покамасовскос 4/1012 ЮВ1 61 69 8 13,11

Ю-Покамасовскос 4/1002 ЮВ1 64 73 9 14,06

Ю-Покамасовскос 4/1003 ЮВ1 67 76 9 13,43

Ю-Нокамасовское 4/1022 ЮВ1 32 45 13 40,63

Ю-Покамясовское 4/1017 ЮВ1 56 81 25 44,64

Ю-Покамасовскос 4/1016 ЮВ1 71 77 6 8,45

Итого но Ю-Покамасовскому мест-ю 351 421 70 19,94

Таблица 6

ОФФЕКТПВНОС1 Ь БИОПОЛММЕРПЫХ РАСТВОРОВ «КУРВИС» ПРИ ВСКРЫТИИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ УЧАСТКАМИ ПА МЕС ГОРОЖДЕНИЯХ ОАО «СН-МИГ»

М ЕСТ ОРОЖДЕ1111Е/КУСТ/СКВ. Продук- И1П11ЫН пласт Дебш при вскрыши пластов, м3/сут ОТКЛОНЕНИЕ

Планируемый На растворе «БУРВИС» в м3 0%

Чнстппнос 5/116 ЮВ1 100 100 "Т20 0 0

Чнсшинос 3/171 Ю1 106 14 13,2

Чнстмнное 3/192 Ю1 110 167 57 51,8

Западно-Асомкниское 2-бис/318 Ю1 200 " 200 246 46 23,0

Ачнмовскос 1/256 Ю1 247 47 23,5

Тайлаковскос 2/540 юз 90 134 44 48,9

Аршольскос 13/274 ЮВ1 88 125 37 42,1

Аршольскос 10/343 ЮВ1 165 203 38 23,03

Вторая часть четвертой главы посвящена результатам промыслового использования разработанных углеводородных систем и технологии их применения при вторичном вскрытии и глушении скважин ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».Были ус-

пешно проведены работы но глушению и перфорации 31 скважины. Приготовление жидкости осуществлялось непосредственно на скважине с применением стандартной техники (ЦА-320). После чего жидкость с плотностью 1,05-1,07 г/см3 закачивалась в интервал перфорации и выше него на 100-150 метров. Ствол скважины над интервалом перфорации заполнялся сеноманской водой с плотностью 1,03 г/см . Затем в скважину спускался перфоратор и производилась перфорация. Таким образом, с момента перфорации и до начала освоения в призабойной зоне находилась углеводородная пачка, которая обеспечила сохранение исходных коллекторских свойств продуктивного пласта, исключив контакт сеноманской воды с продуктивным пластом.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Проведен анализ геологических условий и выявлены геологические и технологические причины снижения продуктивности юрских отложений на месторождениях ХМАО.

2. На основании анализа научно обоснованы и рассчитаны требуемые технологические параметры буровых растворов для бурения наклонно-направленных скважин и вскрытия продуктивных отложений в условиях пониженных пластовых давлений и низкопроницаемых коллекторов юрских отложений.

3. Определены основные направления повышения эффективности биополимерных буровых растворов для вскрытия продуктивных горизонтов и на основе экспериментальных исследований разработаны составы с улучшенными ингибирующими, фильтрационными, поверхностно-активными и структурно-реологическими свойствами.

4. Разработана технология приготовления и применены безглинистые ингибирующие биополимерные буровые растворы «ПОЛИБУР» и «БУРВИС» при бурении более 140 нефтяных скважин на юрские отложения месторождений ОАО «СН-МНГ».

5. Для условий юрских отложений Среднего Приобья разработаны требования к технологической жидкости перфорации, обеспечивающей высокую гидродинамическую связь продуктивного пласта со скважиной при сохранении его фильтрационно-емкостных свойств.

6. Разработанная методика выбора параметров жидкости перфорации и глушения позволяет подобрать технологическую

жидкость, применение которой обеспечивает максимальный коэффициент продуктивности скважин после проведения работ в каждом конкретном случае.

7. Суммарный экономический эффект от использования разработанных технологических жидкостей «БУРВИС» и «ПОЛИ-БУР» на месторождениях ОАО «СН-МНГ» составил более 10,4 млн.рублей.

8. Разработанная технология вторичного вскрытия и глушения скважин с использованием систем на основе товарной нефти была применена в условиях АНПД на 31 скважине месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз». Во всех случаях получены положительные результаты, выражающиеся в достижении максимально возможного потенциального дебита и в сокращении сроков освоения скважин. Общий экономический эффект от внедрения разработанной технологии вторичного вскрытия и глушения скважин составил 1,6 млн.рублей.

Основные положения диссертационной работы опубликованы в следующих работах:

1. Биополимерный буровой раствор для бурения боковых стволов и горизонтальных скважин /Ю.Н.Мойса, Е.Ю.Камбулов, А.В.Пенкин, И.Е.Александров, В.А.Проскурин // Сб.научн.трудов ОАО "НПО "Бурение", Восстановление производительности нефтяных и газовых скважин - Краснодар, 2003. -Вып. 10. - С.77-90.

2. Новая технологическая жидкость для заканчивания и ремонта скважин / С.А.Рябоконь, Б.А.Мартынов, А.А.Бояркин, И.Е. Александров, Я.Г.Дударов //Интервал. -2003г.- №12 (59). - С.62-66.

3. Сохранение коллекторских свойств пластов при заканчи-вании и ремонте скважин/ С.А.Рябоконь, Б.А.Мартынов, A.A. Бо-яркин, И.Е.Александров, Я.Г.Дударов// Бурение & нефть - 2004.-№3.- С.6-10.

4. Особенности применения биополимерного бурового раствора «БУРВИС» при бурении горизонтальных скважин в ООО «Мегионское УБР» // Е.Ю.Камбулов, A.M. Бородин, Ю.Н.Мойса, И.Е.Александров, В.А.Проскурин //Сб.научн.трудов ОАО "НПО "Бурение", Сервисное обеспечение бурения и ремонта скважин -Краснодар, 2004. -Вып. 11. - С.256-267.

5. Основные технологические операции в скважинах, обеспечивающие повышение их продуктивности/ С.А.Рябоконь, Б.А. Мартынов, А.А.Бояркин, И.Е.Александров, Я.Г.Дударов// Строительство нефтяных и газовых скважин.-2004.-№ 3.- С.35-39.

6. Универсальная технологическая жидкость для заканчива-ния и ремонта скважин/ С.А.Рябоконь, Б.А. Мартынов, A.A. Бо-яркин, И.Е.Александров, Я.Г.Дударов //Нефтяное хозяйство. -2004г. -№5,- С.62-64.

7. Эффективность применения биополимерного бурового раствора «БУРВИС» на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» // Е.Ю.Камбулов, A.M. Бородин,

A.Е.Ивахненко, О.М.Щербасва, И.Е.Александров,

B.А.Проскурин, К.В.Горев //Сб научн.трудов ОАО "НПО "Бурение", Пути повышения эффективности техники и технологии строительства, эксплуатации и ремонта нефтегазовых скважин -Краснодар, 2005. -Вып.13. - С.3-13.

8. Бурение горизонтальных скважин с сохранением их продуктивности на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» // С.А. Рябоконь, A.M. Бородин, А.Е. Ивахнен-ко, ЕЛО. Камбулов, Ю.В.Шульев, А.Ю.Косяк, И.Е. Александров, В.А. Проскурин// Нефтяное хозяйство.- 2005г.- №4. - С. 22-24.

9. Методика выбора буровых растворов для бурения скважин на Юрские отложения Аригольского месторождения ОАО «СН-МНГ» // И.Е. Александров// Сб.научн.трудов ОАО "НПО "Бурение", Современная техника и технология заканчивания скважин и бурения боковых стволов - Краснодар, 2006. -Вып. 15. - С.70-86.

10. Внедрение системы растворов «ПОЛИБУР» при бурении скважин на юрские отложения Аригольского месторождения // И.Е. Александров// Сб.научн.трудов ОАО "НПО "Бурение", Современная техника и технология заканчивания скважин и бурения боковых стволов - Краснодар, 2006. -Вып. 15. - С.288-296.

11. Выбор буровых растворов для бурения скважин на юрские отложения Аригольского месторождения ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»// И.Е. Александров // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.-2007. - № 3.- С. 14-18.

АЛЕКСАНДРОВ ИГОРЬ ЕВГЕНЬЕВИЧ

РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ БУРЕНИЯ, ПЕРВИЧНОГО И ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Подписано в печать 16.02.2007 г. Формат 60х84|;,6. Уч.-изд. л. 1,57. Усл. печ. л. 1,63. Бумага Maestro. Печать трафаретная. Тираж 100 экз. Заказ № 7029.

Тираж изготовлен в типографии ООО «Просвещение-Юг»

с оригинал-макета заказчика 350059 г. Краснодар, ул. Селезнева, 2. Тел./факс: 239-68-31.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Александров, Игорь Евгеньевич

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР.

1.1. Анализ текущих горно-геологических условий месторождений Западной Сибири.

1.2. Основные критерии качества вскрытия нефтяных продуктивных отложений.

1.3. Технологические жидкости для бурения и первичного вскрытия продуктивных пластов горизонтальными и наклонно-направленными скважинами.

1.4. Технологические жидкости заканчивания скважин.

1.5. Постановка задачи исследований.

ГЛАВА 2. МЕТОДИКИ, ПРИБОРЫ И ОБОРУДОВАНИЕ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ.

2.1. Плотность технологической жидкости.

2.2. Условная вязкость бурового раствора.

2.3. Определение структурно - механических и псевдопластических свойств технологической жидкости.

2.4. Определение смазочных свойств добавок и буровых растворов по стандарту АНИ.

2.5. Определение поверхностно-активных свойств добавок и фильтратов буровых растворов.

2.6. Показатель увлажняющей способности.

2.7. Определение динамической фильтрации (скорости фильтрации) технологических жидкостей.

2.8. Экспериментальная оценка закупоривающего действия жидкой фазы (фильтрата) бурового раствора.

ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА НОВЫХ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ БУРЕНИЯ, ПЕРВИЧНОГО И ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ.

3.1. Разработка технологической жидкости для бурения и первичного вскрытия продуктивных пластов горизонтальными участками.

3.2. Аналитическая оценка технологических жидкостей для бурения наклонно-направленных скважин и первичного вскрытия продуктивных горизонтов юрских отложений Западной Сибири (на примере Аригольского месторождения).

3.3. Расчет технологических параметров промывочной жидкости для условия безаварийной проводки наклонно-направленной скважины и сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов.

3.4. Выбор и обоснование компонентного состава и свойств технологических жидкостей для вторичного вскрытия и глушения скважин.

3.5. Исследования влияния универсальных технологических жидкостей заканчивания на углеводородной основе на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов.

ГЛАВА 4. ОЦЕНКА ПРОМЫСЛОВОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

ПРИМЕНЕНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И ЖИДКОСТЕЙ

ЗАКАНЧИВАНИЯ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИН.

4.1. Технологические особенности и эффективность применения технологических жидкостей «БУРВИС» и «ПОЛИБУР» при бурении горизонтальных и наклонно-направленных скважин.

4.2. Промысловые испытания и внедрение жидкости для перфорации и консервации скважин ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка и внедрение технологических жидкостей для бурения, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов юрских отложений на месторождениях Западной Сибири"

В настоящее время Западная Сибирь остается ведущим российским топливным регионом с суммарными запасами нефти свыше 20 млрд. тонн [1]. Так, в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО), в эксплуатации находятся более 400 месторождений, продуктивные пласты (группы АВЬ АВ2, БВ5, БВ6) которых интенсивно эксплуатируются, что приводит к снижению пластовых давлений, увеличению горного давления в приствольной зоне пласта скважин и осложнению горно-геологических условий при строительстве новых скважин.

Кроме того, при бурении и вскрытии продуктивных пластов юрских отложений (ЮБ]), расположенных на больших глубинах и как, правило с низкой проницаемостью, предъявляются повышенные технико-технологические требования к технологическим жидкостям при первичном и вторичном вскрытии коллекторов.

Важной при бурении остается проблема обеспечения устойчивости верхнележащих глинистых разрезов ствола скважины. Вследствие диспергирования неустойчивых глинистых отложений увеличивается расход химреагентов на обработку бурового раствора, увеличиваются объемы отходов бурения, загрязняются продуктивные пласты. Затраты времени на борьбу с осложнениями (осыпи, обвалы горных пород, прихваты бурового инструмента, поглощения) могут составлять до 25 % от общего календарного времени бурения [2].

В то же время определяющей при строительстве скважины остается задача сохранения при первичном и вторичном вскрытии потенциальных возможностей продуктивных залежей с целью получения максимальных дебитов углеводородного сырья.

Поэтому разработка и внедрение технологических жидкостей обеспечивающих при бурении устойчивость глинистых разрезов и максимальное сохранение продуктивности при первичном и вторичном вскрытии продуктивных пластов нефтяных скважин на месторождениях Западной Сибири является актуальной.

Цель и задачи.

Повышение эффективности и качества строительства скважин, сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов путем разработки и внедрения технологических жидкостей для бурения, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов юрских отложений Западной Сибири.

Основные задачи исследований.

1. Анализ текущих горно-геологических условий и особенностей залегания юрских продуктивных отложений на примере Аригольского месторождения ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».

2. Разработка рецептуры промывочных жидкостей на водной основе для первичного вскрытия низкопроницаемых продуктивных пластов группы lOBi горизонтальными участками скважин.

3. Научное обоснование технологических параметров и разработка рецептуры промывочной жидкости на водной основе из условия безаварийной проводки наклонно-направленных скважин и сохранения коллекторских свойств юрских отложений на примере Аригольского месторождения ОАО «СН-МНГ».

4. Разработка методики выбора оптимальных параметров, научное обоснование подбора компонентов и разработка рецептуры технологической жидкости на углеводородной основе для вторичного вскрытия продуктивных коллекторов.

5. Определение технико-экономической эффективности применения промывочных жидкостей для бурения наклонно-направленных и горизонтальных стволов, а также технологических жидкостей заканчивания при строительстве нефтяных скважин на месторождениях ОАО «СН-МНГ».

Научная новизна.

1. На примере Аригольского месторождения впервые научно разработана методика выбора технологических параметров промывочных жидкостей для безаварийной проводки наклонно-направленных и горизонтальных скважин на высокооглинизированные и низкопроницаемые коллектора юрских отложений.

2. Разработана новая промывочная жидкость на водной основе для бурения горизонтальных участков скважин - биополимерная система «БУРВИС», отличающаяся низкими значениями величин межфазного натяжения на границе водного фильтрата и углеводорода, высокими структурно - реологическими, псевдопластичными и смазочными свойствами.

Подана заявка на изобретение «Безглинистый буровой раствор» № 2006112803/03 от 17.04.2006 и получено положительное решение ФГУ ФИПС.

3. Для бурения наклонно-направленных скважин разработан высокоингибирующий биополимерный раствор «ПОЛИБУР», обеспечивающий повышенную устойчивость верхнележащих глинистых разрезов ствола скважины и сохранение коллекторских свойств при первичном вскрытии низкопроницаемых продуктивных пластов юрских отложений в Западной Сибири.

4. Научно обоснованы и разработаны технологические жидкости на углеводородной основе - новые составы «VIP» для вторичного вскрытия продуктивных пластов, позволяющие применять их в пластах с низкой проницаемостью, пониженными (на 20 - 40 %) текущими пластовыми давлениями и высокой пластовой температурой без потери продуктивности.

Практическая значимость работы и реализация результатов

1. Использование разработанной технологии приготовления и применения безглинистого биполимерного раствора «ПОЛИБУР» позволило осуществить на месторождениях ОАО «СН-МНГ» безаварийное бурение на юрские отложения более 90 наклонно-направленных скважин с сохранением их коллекторских свойств.

2. Разработана технология приготовления и применения биополимерного бурового раствора «БУРВИС», позволившего пробурить горизонтальные скважины различного диаметра протяженностью горизонтальных участков до 1200 м и осуществить при этом качественное вскрытие низкопроницаемых продуктивных пластов группы IOBj с дебетами превышающими базовую технологию в 1,2-1,5 раза. В период с 2004 по 2006 годы на растворе «БУРВИС» пробурено более 50 горизонтальных скважин.

3. Суммарный экономический эффект от использования разработанных технологических жидкостей «БУРВИС» и «ПОЛИБУР» на месторождениях ОАО «СН-МНГ» составил более 10,4 млн.рублей.

4. Разработаны и внедрены на месторождениях ОАО «СН-МНГ» технологические жидкости на углеводородной основе для глушения и вторичного вскрытия продуктивных пластов. Разработанные технологические жидкости на углеводородной основе «VIP» были успешно использованы для вторичного вскрытия продуктивных пластов с низкой проницаемостью (до 0,005 мкм ) с пониженными пластовым давлениями. Экономическая эффективность от внедрения разработанной технологии вторичного вскрытия на 31 скважине составила более 1,6 млн.рублей.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались: на XII - ой межотраслевой научно - практической конференции «Восстановление производительности нефтяных и газовых скважин» в г. Анапе 26-30 мая 2003 г., межотраслевой научно - практической конференции молодых ученых и специалистов « Пути повышения эффективности техники и технологии строительства, эксплуатации и ремонта нефтегазовых скважин» в г. Краснодаре 14-18 февраля 2005 г., на ХХ-ой юбилейной межотраслевой научно - практической конференции по основным проблемам строительства и ремонта скважин «Современная техника и технология заканчивания скважин» в г. Анапе 2-7 октября 2006 г.,

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Александров, Игорь Евгеньевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Проведен анализ геологических условий и выявлены геологические и технологические причины снижения продуктивности юрских отложений на месторождениях Западной Сибири в ХМАО.

2. На основании анализа горно-геологических и технологических условий бурения научно обоснованы и рассчитаны требуемые технологические параметры буровых растворов для бурения наклонно-направленных скважин и вскрытия продуктивных отложений в условиях пониженных пластовых давлений и низкопроницаемых коллекторов юрских отложений. Разработан высокоингибирующий безглинистый биополимерный буровой раствор «ПОЛИБУР» и руководящий документ на технологию приготовления и применения высокоингибирующего биополимерного бурового раствора «ПОЛИБУР» для бурения наклонно-направленных скважин и первичного вскрытия юрских отложений на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».

3. Определены основные направления повышения эффективности биополимерных буровых растворов для бурения и вскрытия продуктивных пластов горизонтальными участками скважин. На основе выполненных исследований разработан биополимерный раствор «БУРВИС» с улучшенными ингибирующими, фильтрационными, поверхностно-активными, смазочными и структурно-реологическими свойствами. По результатам исследований подана заявка на изобретение «Безглинистый буровой раствор» № 2006112803/03 от 17.04.2006. в ФГУ ФИПС. Разработан руководящий документ на технологию приготовления и применения безглинистого биополимерного бурового раствора «БУРВИС» для бурения горизонтальных скважин.

4. Разработанные технологические жидкости -биополимерные системы «БУРВИС» и «ПОЛИБУР» внедрены с положительным эффектом при бурении более 140 нефтяных скважин на юрские отложения месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».

5. Суммарный экономический эффект от использования разработанных технологических жидкостей «БУРВИС» и

ПОЛИБУР» на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» составил более 10,4 млн.рублей. (Расчет экономического эффекта представлен в приложении).

6. Для условий юрских отложений Среднего Приобья разработаны требования к технологической жидкости перфорации, обеспечивающей высокую гидродинамическую связь продуктивного пласта со скважиной при сохранении его фильтрационно-емкостных свойств.

7. Разработанная методика выбора параметров жидкости перфорации и глушения позволяет подобрать технологическую жидкость, применение которой обеспечивает максимальный коэффициент продуктивности скважин после проведения работ в каждом конкретном случае.

8. Разработанная технология вторичного вскрытия и глушения скважин с использованием систем на основе товарной нефти была применена в условиях АНПД на 31 скважине месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз». Во всех случаях получены положительные результаты, выражающиеся в достижении максимально возможного потенциального дебита и в сокращении сроков освоения скважин. Общий экономический эффект от внедрения разработанной технологии вторичного вскрытия и глушения скважин составил 1,6 млн.рублей.

123

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Александров, Игорь Евгеньевич, Краснодар

1. Санеев Б.,Лагерев А.,Ханаева В. Регион особого значения. // Нефть России №9 2006 г. с.ЗЗ - 37.

2. Мессер А., Повалихин А. Перспективные технологии бурения скважин. // Нефтегазовая вертикаль. 2003. - №1.

3. Кистер Э. Г. Химическая обработка буровых растворов. М.: Недра, 1975. -392с.

4. Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам.-М.:Недра.-1979.-С.100.

5. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин.-М.:Недра.-1984.-С.134.

6. Грей Дж. Р., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). М., недра, 1985. 509 с.

7. Пеньков А.И., Рябоконь С.А. Требования к свойствам и критерии оценки качества буровых растворов, обеспечивающих надлежащую подготовку ствола скважины к углублению., Труды ОАО НПО «Бурение»,2000 г.,№5, с. 18-26.

8. Рекламный проспект. Flo-Pro Technology. The Reality of Rheologucal Engineering. 1996 r.

9. И. Рекламный проспект. Drilling Fluid System: ANCO-2000 (3-rd generation). Introduction of Drilling Fluids Program for Horizontal Wells.- 1997 r.

10. Walker Т.О. Буровой раствор, содержащий смесь полиоксиэтилированной сульфатированной глины и полиалкиленгликоля.- Патент США 4172800, С 09 К 7/00, 1980.

11. Кашкаров Н.Г., Брагина J1.B., Верховская Н.Н., Грошева Т.А., Юшков Ю.С. Буровой раствор.- Патент РФ 95104052, С 09 К 7/02, 1995.

12. Hydra Fluids С0 Буровая жидкость, содержащая смесь полиэтоксилатсульфированных жирных кислот и нолиалкиленгликолей.- Патент США 4172800, С 09 К 7/00, 1985.

13. Swanson B.L. Буровые растворы.-Патент США 4425241, С 09 К 7/00, 1984.

14. Федосов Р.И. Разработка и совершенствование гидрогелевых буровых растворов с целью повышения скорости бурения, качества вскрытия продуктивных пластов и снижения стоимости строительства скважин: Дисс. канд. техн. наук. Краснодар, 1996.

15. Беленко Е.В. Разработка и совершенствование систем буровых растворов на основе разветвленных полиалкиленгликолей.: Дисс. канд. техн. наук. Краснодар, 2001 г.

16. Новая промывочная жидкость на водной основе. /Фридхейм Дж., Сартор Дж. // Бурение и нефть №11 - С.44-46 - 2002 г.

17. Руководство по предупреждению загрязнения нефтенасыщенных пластов. РД-39-0147009-510-85. МНП, 1985 г.

18. Методика комплексной оценки качества вскрытия продуктивных пластов, заканчивания скважин и выбора рабочих жидкостей для повышения качества вскрытия пластов. РД 390147001-742-92. Краснодар, 1992 г.

19. РД 39-2-813-82 «Методика оценки ингибирующих свойств буровых растворов», Краснодар, 1982, с. 8.

20. Пеньков А.И., Филиппов Е.Ф., Никитин Б.А. Методы регламентирования свойств буровых растворов для горизонтальных скважин // Вопросы промывки скважин с горизонтальнымиучастками ствола. Сб. трудов. ОАО «НПО «Бурение». -Краснодар. - 1998 г. -С.9-15.

21. Ballard T.J., Beare S.P., Lawless Т.А. Shale Inhibition With Water-Based Muds: The Influence Of Polymers On Water Transport Though Shales.//Chemistry in the Oil Industry.-№4.-1994.-P.26.

22. Lee L.& Drilling Fluids, L.L.C. Промывочная жидкость на водной основе для бурения и для снижения адсорбции воды и гидратации аргиллитовых пород.- Патент США 5635456, МПК6 С 07 К 7/00, 1997.

23. Утяганов И.В., Андресон Б.А. Регулирование физико-химических свойств безглинистых полимерных буровых растворов. /Краснодар.: ВНИИКРнефть.-Всесоюзная конференция «Проблемы строительства нефтяных и газовых скважин» (тезисы докладов).-1990.-С.37-39.

24. Чеников И.В. Буровые растворы с ярко выраженными псевдопластическими свойствами для горизонтального бурения. -Краснодар.: КубГТУ.-1998.-С.11.

25. Яров А.Н., Жидовцев Н.А., Гильман К.М., Кендис М.Ш. Буровые растворы с улучшенными смазочными свойствами.-М.:Недра.-1975.-С.46-48.

26. Конесев Г.В., Мавлютов М.Р., Спивак А.И. Противоизносные и смазочные свойства буровых растворов.-М.:Недра.-1980.-С.83-86.

27. Лысенко В.И., Латышев И.Е., Старикова Т.В., Гермашев В.Г. Межфазное натяжение на границе водных растворов сульфоэтоксилатов алкилфенолов с углеводородом.//Нефтяное хозяйство.-№5.-1985.-С.65-66.

28. Инженерный подход к бурению горизонтальных скважин. Практическое руководство для инженеров ф. Sperry-sun Drilling Services. Отдел подготовки специалистов. Хьюстон, США.

29. Бронзов А.С. Бурение скважин с использованием газообразных агентов. М.:, Недра, 1979г.

30. Особенности применения различных рабочих агентов для заканчивания и ремонта скважин // ЭИ Бурение. -1982. №11. -С. 9-14.

31. Шарипов А. М., Сабиров X. Ш., Кутлубаева Т. Г., Клочко Ю. С. Пенообразующие жидкости для глушения скважин // Нефтяная и газовая промышленность. -1983. -№1. С. 38-41.

32. Ted Wilkes «Foam—A Value-Adding Tool for the Next Millennium».

33. Кристиан M., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. М.: Недра, 1985. 184с.

34. Зарипов И. Ф. и др. Об основных направлениях научно-исследовательских работ по улучшению качества заканчивания скважин в ПО Сургутнефтегаз. Экспресс-информация Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. Вып. 9, стр. 37-45.

35. Алекперов В. Т., Никишин В. А. О кольматации проницаемых отложений при бурении скважин // Бурение. 1972. -№2. - С. 36-38.

36. Куликов А., Исмагилов Т., Шадымухамедов С., Телин А., "Разработка и применение новых составов для глушения скважин на месторождениях НК "Юкос", вестник инжинирингового центра "Юкос", №4 2002.

37. Сафин С. Г. Исследования по совершенствованию жидкостей глушения скважин. // Нефтепромысловое дело. №11. -2004г. С. 3841.

38. Телков J1. П., Ланчаков Г. А., Кучеров Г. Г., Ткачев А. Е., Пазин А. Н. Интенсификация нефтегазодобычи и повышение компонентоотдачи пласта. Тюмень. ООО НИПИКБС-Т, 2003. -320с.

39. Зарипов С. 3. и др. Исследование ингибиторов жидкостей для консервации скважин. Сборник научных трудов, Тюмень 1987г.

40. Благовещенский В., Кузнецов А., Соловьев А. Повышение качества глушения скважин инвертными эмульсиями путем контроля и оптимизации процессов смесеобразования технологических жидкостей в скважине // Технологии ТЭК, 2004. -№10. С. 50-53.

41. Касьянов Н. М., Рахматулин Р. К. Исследования влияния инвертных эмульсионных растворов на качество вскрытия продуктивных пластов. "Бурение" 1981г. №6.

42. Эюмова Н.Р., Старшов М.И., Половняк В.К. Применение нефтяных композиций для интенсификации добычи трудно извлекаемых нефтей и природных битумов.

43. Токунов В. И. и др., Консервация газовых скважин // Газовая промышленность. 1997. - №2. - С. 16-18.

44. Тикунов В.И., Рылов Г.И. и др. Консервация газовых скважин. Газовая промышленность, 1997, № 2.

45. Выбор жидкостей для испытания и капитального ремонта скважин // ЭИ Бурение, разработка и эксплуатация газовых и морских нефтяных месторождений в зарубежных странах. -1985. -№13. -С. 10-21.

46. О правильном выборе жидкости для заканчивания и ремонта скважин //ЭИ Бурение. -1986. -№18. -С. 19-23.

47. Особенности применения различных рабочих агентов для заканчивания и ремонта скважин // ЭИ Бурение. -1982. №11. -С. 9-14.

48. Инженерный подход к бурению горизонтальных скважин. Практическое руководство для инженеров ф. Sperry-sun Drilling Services. Отдел подготовки специалистов. Хьюстон, США.

49. Киселёв П.В., Махоро В.А. Разработка и применение специальных буровых растворов для бурения горизонтальных скважин // Нефт. хоз-во. 1998. - №3. - С.22-24.

50. Стрельникова Т.Д., Морщакова Г.Н., Капотина JI.H. Способ получения микробных экзополисахаридов. // Заявка на патент РФ №2000130603.

51. Особенности применения биополимерного бурового раствора «БУРВИС» при бурении горизонтальных скважин в ООО

52. Мегионское УБР» // Е.Ю.Камбулов, A.M. Бородин, Ю.Н.Мойса, И.Е.Александров, В.А.Проскурин //Сб.научн.трудов ОАО "НПО "Бурение", Сервисное обеспечение бурения и ремонта скважин -Краснодар, 2004. -Вып. 11. С.256-267.

53. Андресон Б.А., Бочкарев Г.П., Мударисов М.И., Фатхутдинов И.Х., Огаркова Э.И. Буровой раствор для бурения в обваливающихся породах.- Патент РФ 97108495/03, С 09 К 7/02, 1997.

54. Выбор буровых растворов для бурения скважин на юрские отложения Аригольского месторождения ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»// И.Е. Александров // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.-2007. № 3.- С. 14-18.

55. Новая технологическая жидкость для заканчивания и ремонта скважин / С.А.Рябоконь, Б.А.Мартынов, А.А.Бояркин, И.Е. Александров, Я.Г.Дударов //Интервал. -2003г.- №12 (59). С.62-66.

56. Сохранение коллекторских свойств пластов при заканчивании и ремонте скважин/ С.А.Рябоконь, Б.А.Мартынов, А.А. Бояркин,

57. И.Е.Александров, Я.Г.Дударов// Бурение & нефть 2004.- № 3.-С.6-10.

58. Основные технологические операции в скважинах, обеспечивающие повышение их продуктивности/ С.А.Рябоконь, Б.А. Мартынов, А.А.Бояркин, И.Е.Александров, Я.Г.Дударов// Строительство нефтяных и газовых скважин.-2004.-№ 3.- С.35-39.

59. Универсальная технологическая жидкость для заканчивания и ремонта скважин/ С.А.Рябоконь, Б.А. Мартынов, А.А. Бояркин, И.Е.Александров, Я.Г.Дударов //Нефтяное хозяйство. 2004г. -№5.-С.62-64.