Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка, исследование технологий и технических средств для повышения качества вскрытия и разобщения продуктивных пластов

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка, исследование технологий и технических средств для повышения качества вскрытия и разобщения продуктивных пластов"

вив

На правах рукописи

САФИН РУСТЕМ АТЛАСОВИЧ

РАЗРАБОТКА, ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ КАЧЕСТВА ВСКРЫТИЯ И РАЗОБЩЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2009

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)

- доктор технических наук Курбанов Яраги Маммаевич

- доктор технических наук Киреев Анатолий Михайлович

- кандидат технических наук Кузнецов Роман Юрьевич

- Открытое акционерное общество «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)

Защита состоится 13 ноября 2009 года в 14-00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г.Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

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

Автореферат разослан 13 октября 2009 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212.273.01, доктор технических наук, профессор

Научный руководитель

Официальные оппоненты

Ведущая организация

Г.П. Зозуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Современное состояние разработки многих нефтяных месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири характеризуются снижением дебетов скважин (до 0,5 - 1,0 т/сут), повышением обводненности добываемого продукта (до 90 - 95 %), увеличением фонда простаивающих скважин (до 50 - 60 %) и низким (до 0,3) коэффициентом извлечения нефти (КИН)

Сохранение темпов добычи углеводородного сырья требует решения многих специфических задач по качеству вскрытия продуктивных пластов и надежному их разобщению от выше и ниже залегающих проницаемых горизонтов.

Традиционно принятая технология заканчивания скважин предопределяет создание давления на цементный камень значительной величины. В результате при наличии двух или нескольких эксплуатационных объектов с незначительной толщиной перемычки (разобщающего пропластка) имеется вероятность преждевременного прорыва подошвенных, надкровельных либо посторонних вод по затрубному пространству в продуктивный пласт. Увеличивается фонд скважин, простаивающих в ожидании капитального ремонта, возрастают потери объемов добычи нефти, ухудшается экологическая обстановка, возникают и другие нежелательные явления и осложнения.

Таким образом, строительство качественных скважин, с новыми конструктивными и функциональными элементами, обеспечивающими ресурсосберегающие технологические решения, является актуальной проблемой эффективной разработки нефтяных и газовых месторождений.

Цель работы

Повышение эффективности строительства скважин на сложно построенных месторождениях нефти и газа путем совершенствования конструкции низа эксплуатационной колонны.

Основные задачи исследований

- обобщение и анализ факторов, оказывающих влияние на конечный результат процесса строительства скважины, качество вскрытия и надежность разобщения продуктивных горизонтов;

- вьивление среди большого количества факторов, обуславливающих качество вскрытия и надежность разобщения продуктивных горизонтов, наиболее значимых;

- разработка и изготовление технических средств по совершенствованию конструкции забоя скважин (интервала продуктивной части пласта) в целях устранения отрицательных последствий проникновения фильтрата и твердой фазы бурового раствора в структуру порового пространства продуктивного пласта;

- апробирование разработанных предложений, рекомендаций, технических средств и технологий при строительстве и эксплуатации скважин.

Научная новизна

1. Теоретически обосновано и экспериментально подтверждено, что из более чем трех десятков факторов, влияющих на качество вскрытия и надежность разобщения продуктивных пластов, наиболее значимыми в зависимости от конкретных геолого-технологических условий строительства скважин, являются несколько (не более десяти). Их вид и значимость не являются общими, зависят от условий проведения работ.

2. Научно обосновано и подтверждено экспериментально, что изменение внутреннего и наружного давления на различных стадиях работы скважин (цементирование, ожидание затвердевания тампонажного раствора, испытания на герметичность обсадной колонны, освоение и т.д.) приводит к нарушению герметичности на контактных участках «обсадная колонна - цементный камень», «цементный камень - обсадная колонна»

3. Доказано, что создание в кровле и подошве продуктивного горизонта, в интервалах против малопроницаемых, разобщающих продуктивный пласт интервалов (глинистых перемычек) демпфирующего устройства в оснастке обсадной колонны способствует увеличению срока безводной эксплуатации скважин в 2,3 * 2,8 раза.

Практическая ценность и реализация работы

1. Разработан алгоритм выявления наиболее значимых факторов, влияющих на результаты работ по заканчиванию скважин, позволяющий заблаговременно, на стадии проектирования и планирования отдельных работ, целена-

правленно осуществлять выбор, либо коррекцию технологических параметров проведения работ и конструкций технических средств для их осуществления.

2. Разработаны конструкции узлов оснастки низа обсадной колонны -отсекатель; фильтр односторонней связи продуктивный пласт - скважина; противопесочный фильтр и фильтр, способствующий одновременно термокислотному воздействию на пласт и предупреждение попадания твердых частиц в скважину. Их применение способствовало повышению дебита скважины, объему добытой нефти, удлинению сроков безводной эксплуатации скважины.

Апробация результатов исследований

Основные положения и результаты диссертационной работы обсуждались на Всероссийских научно-практических конференциях: «Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири» (Тюмень, 2001 г.); «Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе» (Тюмень, 2001, 2004 гг.); «Пути реализации нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского автономного округа» (Ханты-Мансийск, 2003 г.); ежегодных семинарах, заседаниях кафедр «Бурение нефтяных и газовых скважин», «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» ТюмГНГУ (Тюмень, 2005-2008 гг.).

Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 5 печатных работ, в том числе 2 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК Российской Федерации.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников (117 наименований). Работа изложена на 184 страницах машинописного текста, содержит 37 рисунков и 39 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цели и задачи исследований, определены научная новизна и практическая ценность.

В первом разделе диссертации проведено обобщение результатов

теоретических и экспериментальных исследований по изучению причин возникновения заколонных и межпластовых перетоков пластового флюида на ранних стадиях эксплуатации скважин. Выявлено многообразие факторов, влияющих на качество вскрытия и разобщения продуктивных пластов.

В работе рассмотрены результаты исследований С.Д. Абрамяна, А.Г. Аве-тисова, Ф.А. Агзамова, М.О. Ашрафьяна, Ю.М. Басыргина, А.И. Булатова, Ю.М. Бута, B.C. Данюшевского, P.P. Ишкаева, Н.Х. Каримова, И.С. Катеева, A.A. Клюсова, А.Т. Кошелева, И.В. Кравченко, В.М. Крылова, Ю.С. Кузнецова, Я.М. Курбанова, В.П. Овчинникова, П.В. Овчинникова, А.Ф. Полака, В.Н. Полякова, Ш.М. Рахимбаева, Н.И. Рылова, Л.И. Рябовой, С.А. Рябоконя, В.А. Сегаль, Э.М. Сулейманова, В.Г. Суркова, Н.М. Шерстнева, И.Г. Юсупова и др.

Их анализ показывает, что после продавливания тампонажного раствора в затрубное пространство он еще длительное время, до превращения в камневидное тело, находится в квазитвердом состоянии. Давление в скважине превышает пластовое. Под действием перепада давления, а так же в результате протекания процессов седиментации, контракции в формирующемся цементном камне, образуются поры, трещины, то есть каналы, в последствие являющиеся «проводниками пластового флюида». Каналы образуются и на контактах «цементный камень - обсадная колонна», «цементный камень - горная порода». Меняются и физико-механические свойства твердеющей тампонажной смеси. Показано, что на конечный результат влияют такие показатели, как параметры тампонажного раствора (вид вяжущего, скорость формирования цементного камня, состав тампонажного раствора и т.д.), условия формирования структуры цементного камня (давление, температура, перепад давлений между скважиной и пластом, фильтрационные свойства, контактирующий со скважиной пристенного участка пород, литологический состав породы и т.д.), технологические параметры процесса цементирования (время контакта прокачиваемых по затрубному пространству технологических жидкостей с пристенным участком вскрываемых горных пород, наличие или отсутствие буферной жидкости, режимы их движения и др.), технологическая оснастка обсадной колонны (наличие центраторов,

турболизаторов, скребков, муфты ступенчатого цементирования, их количество и т.д.) и многие другие.

Большинство месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири представляют в геологическом отношении многопластовые залежи, состоящие из нескольких горизонтов, насыщенных разным видом пластового флюида - газ, нефть, вода. Между ними, как правило, располагается малопроницаемая перемычка (пласт), сложенная породами глинистого типа. Их толщина различна. Так же различны и величины пластового давления. В результате между ними имеется градиент давления, который может достигать значительной величины и способствовать возникновению межпластовых перетоков, и как следствие -преждевременному обводнению скважинной продукции.

На рисунке 1 представлены сведения по частоте обводнения в зависимости от толщины разобщающего пропластка. Видно, что частота обводнения скважин резко снижается при толщине разобщающего пропластка более 4 м. При толщине до 4 м имеется тенденция резкого понижения процента обводнения. Следует отметить, что во всех случаях цементирование осуществлялось раствором на основе тампонажного портландцемента одной партии с последующей перфорацией кумулятивным перфоратором типа ПК-103 с плотностью 20 отверстий на один погонный метр. Способ эксплуатации - с помощью глубинного насоса. Обводнение скважин имеет различный характер, что связано, по-видимому, наличием разных путей перетоков: либо по контакту «цементный камень - горная порода», в результате разрушения фильтрационной корки, либо по образованным в цементном камне трещинам, вследствие воздействия на него значительных динамических нагрузок при осуществлении в скважине различных технологических операций. Толщина разобщающего пропластка в 3 - 4 метра является критической, обуславливающая различие в причинах и, отсюда, методах предупреждения преждевременного обводнения скважин.

Помимо присутствия разобщающего пласта, многопластовые залежи характеризуются присутствием водонефтяных (переходных) участков.

В этой связи представлял интерес изучение влияния переходной зоны в водонефтяных пластах на показатели ее разработки. Такой анализ был сделан для Приразломного месторождения ОАО «НК Роснефть».

Р*

я о а ч о п ю о й н о н и га ¡У

-Через год эксплуатации скважины

-Через 3 года эксплуатации скважины

Через год эксплуатации п водоизоляцион работ

Рисунок 1 - Влияние толщины разобщающего пропластка на частоту обводнения скважины

В зависимости от толщины переходной зоны скважины были разделены на три категории: 1 - толщина переходной зоны 1,5 м и менее; 2 - толщина переходной зоны более 1,5 м с последующим переходом до «чистой» воды; 3 -переходная зона прослеживается до подошвы пласта. В таблице 1 приведены некоторые результаты выполненного анализа работы скважин с учетом предложенной классификации.

Из представленных результатов видно, что около 80 % скважин первой категории обводнились подошвенной водой в начале эксплуатации. Несмотря на относительно одинаковые условия вскрытия пластов (перфорация), освоения (компрессорный способ освоения) и эксплуатации (в основном глубинонасосный) скважины 2 и 3 категории длительное время эксплуатировались без обводнения продукции. Причем, в скважине третьей категории период безводной эксплуатации более значителен по сравнению со скважинами второй категории из-за отсутствия чисто водоносной части пласта, а так же неподвижности межфазного статического уровня в переходной зоне. Зависимости безводного периода эксплуатации скважин 2 и 3 категории (Т) от расстояния между ВНК и нижними отверстиями в интервалах перфорации (Ь), представлены на рисунке 2.

Таблица 1 - Результаты исследований и работы скважин

Показатели (средние) Категории скважин

1 2 3

Толщина, м:

- нефтенасыщенной зоны 5,0 4,8 6,0

- водонасыщеннои зоны 3,1 2,7 -

- переходной зоны 0,4 2,8 2,7

Пористость, % 17,5 21,3 19,5

Проницаемость, мкм2 0,375 0,520 0,405

Число анализируемых скважин, кол-во / % 66,0/33,1 89,0/43,6 48,0/23,3

Число скважин, обводнившихся при освоении, кол-во / % 53,0/80,3 4,0/4,5 -

Количество нефти, добытой из одной

скважины за безводный период 0,42 29,0 64,5

эксплуатации, тыс.т

Безводный период эксплуатации скважин, месяцы 2,3 29,8 50,0

Рисунок 2 - Зависимость безводного периода эксплуатации (Т) от расстояния между ВНК до нижних перфорационных отверстий (Ь), а так же толщины переходной зоны (Н п.з.): 1,2 - Т = ? (Ь) - для скважин соответственно 3 и 2 категории; 3 - Н п.з. = {(Ь) - для скважин 2 категории

Большинство скважин (около 70 %), вскрывших ВИЗ, обводняются из-за негерметичности цементного кольца в рассматриваемом интервале. Свидетельст-

вом этому являются и результаты проведения водоизоляционных работ. Так, успешность проведения водоизоляционных работ с использованием методов закачивания тампонажного раствора в водонасыщенный горизонт, представленный литологически однородными породами, показало, что успешность работ в скважинах 2 и 3 категории составила порядка 84 %, в то время как в скважинах 1 категории всего лишь 22 %.

Исследования НГК, ННКТ также показали, что подъем ВНК в основном наблюдается при толщине переходной зоны менее 2 метров. Если учесть, что при освоении создавалась депрессия на пласт в пределах 7,0 - 8,0 МПа, то критическое давление на 1м толщины переходной зоны составляет 3,5 - 4,0 МПа, что в 2 раза больше критического давления на 1,0 м цементного кольца за обсадной колонной (2,0 МПа).

При толщине переходной зоны в 1,5 м и выше (скважины 2 категории) надежность разобщения значительно выше по сравнению со скважинами 1 категории. Следовательно, для сохранения целостности цементного кольца в интервале «ВНК - нижние отверстия перфорации» и снижения числа обводнения скважин целесообразно осуществлять перфорационные работы только в интервале нефтяной части пласта.

Следует отметить, что с учетом установленных свойств переходной зоны можно будет совершенствовать и системы заводнения водонефтяных интервалов. При этом целесообразно выделить их в объект самостоятельной разработки. Воду на таких участках следует закачивать избирательно: скважины 1 категории, эксплуатация которых малоэффективна из-за высокой обводненности, необходимо использовать в качестве нагнетательных, а скважины 2 и 3 категории - в качестве добывающих.

Таким ббразом, ЬбЬбщёнйё полученных результатов показывает на необходимость выявления найбЬлее значимых (определяющих) показателей (параметров) всего технологического процесса цементирования скважины.

Во втором разделе представлены результаты теоретических исследований по выявлению наиболее значимых показателей, определяющих конечный результат цикла заканчивания скважин.

Универсальных способов построения математических моделей нет, а в

каждом конкретном случае модель создается в зависимости от поставленных задач исследований с учетом требуемой точности решения и достоверности исходных данных. Учитывается и правильность выбора выходного параметра, для нашей задачи - показателя качества цементирования. Качество цементирования сегодня в основном оценивается: уровнем подъема тампонажного раствора в заколонном пространстве, плотностью сцепления (контакта) цементного камня с обсадной колонной, наличием в составе добываемого продукта воды. Изложенное обусловило выбор следующих показателей оценки качества вскрытия и надежности разобщения продуктивных пластов:

а) прорыв пластовых вод. Оценивается по содержанию воды в составе добытой нефти (К]), более 15 %;

б) обводненность нефти (К2). Безводной считается нефть, содержащая воду до 1 %;

в) хороший контакт цементного камня с колонной и породой (К3 >60%) в интервале продуктивного пласта, 100 м и выше;

г) плохой контакт цементного камня с обсадной колонной и породой в этом же интервале (К* < 40 %);

д) недоподъем тампонажного раствора в затрубном пространстве до планируемой высоты, на 50 м и более (К5).

Для проведения анализа была осуществлена выборка технико-технологических параметров по 32 скважинам (17 параметров), которые были разбиты на две группы: А - давшие чистую нефть при освоении (24 скважины), В - давшие нефть с водой (8 скважин). В результате анализа было установлено с долей вероятности 0,95 наличие явного различия между рядами для всех 17 параметров.

Число скважин и число параметров для осуществления анализа в соответствии с процедурой Вальда были увеличены соответственно до 52 и 40. По результатам проведенного анализа было установлено (таблица 2):

- 26 факторов из 40 анализируемых по критерии «получения безводной нефти» являются взаимно некореллируемыми и оказывают заметное влияние на результаты первичного цементирования;

- на прорыв пластовых вод и обеспечение высоты подъема тампонажного раствора оказывают влияние 17 показателей;

Таблица 2 - Значения коэффициентов информативности

Показатель Ед. изм. Обозначение Критерий оценки

Прорыв пластовых вод Обводненность Коэффициент сцепления Недо-подъем тампонажного раствора Сумма

1 2 3 4 5 6 7 8

1. Разность плотностей тампонажного и бурового растворов кг/м3 X, 2,10 2,13 0,28 0,20 4,71

2. Обработка реагентами нижней порции тампонажного раствора - Х3 2,44 0,96 0,52 0,56 4,48

3. Время промежуточных промывок ч Х4 0,30 0,86 0,54 0,13 1,83

4. Время спуска обсадной колонны ч Х22 0,73 0,15 0,39 0,51 1,78

5. Вязкость бурового раствора с Х28 0,88 0,10 0,18 0,13 1,29

6. Время от начала схватывания тампонажного раствора до окончания процесса цементирования ч Х24 0,18 0,15 0,21 0,43 0,97

7. Объем нижней порции тампонажного раствора м> Х23 0,20 0,15 0,30 0,17 0,82

8. Тип буферной жидкости - Х,7 0,14 0,22 0,24 0,12 0,72

9. Градиент скорости восходящего потока с' Хю 0,26 0,10 0,10 0,17 0,63

10. Растекаемость цементного раствора см Х7 1,18 0,65 - 0,26 2,09

11. Величина зазора за колонной в интервале цементирования м Хзб 1,12 - - - 1,12

12. Период времени между концом и началом схватывания тампонажного раствора ч Х33 0,81 - 0,41 0,13 1,34

13. Число установленных пакерующих элементов шт. Х2, 0,67 - 0,35 - 1,02

14. Высота столба буферной жидкости м Хб 0,64 0,23 0,49 - 1,36

15. Время промывки перед цементированием ч х,5 0,63 0,24 1,04 - 1,91

16. Число установленных турбулизаторов шт. Хэ5 0,63 - - - 0,63

17. Плотность промывочной жидкости кг/м3 Х|4 0,40 0,24 0,34 - 0,98

18. Число установленных центраторов шт. Х]8 0,38 0,22 - - 0,60

19. Прочность цементного камня на изгиб МПа х„ 0,28 0,48 0,56 - 1,32

20. Водоотдача бурового раствора см3/30 мин Х26 0,28 0,11 0,64 - 1,03

21. Угол искривления скважины в зоне продуктивного пласта град. Х20 0,24 0,15 - 0,46 0,58

22. Число промежуточных промывок опер. Х„ 0,14 - - - 0,14

23. Время цементирования ч х8 - 0,54 - 0,29 0,83

Продолжение таблицы 2

1 2 3 4 5 6 7 8

24. Время промывки перед спуском колонны ч Х,2 - 0,45 0,45 0,26 Мб

25. Глубина спуска колонны м X19 - 0,18 - 0,16 0,34

26. Средневзвешенный диаметр необсаженного ствола в м Х37 _ 0,14 _ 0,14

интервале цементирования

27. Число установленных скребков шт. Х30 - - - 0,56 0,56

Факторы, значения коэффициентов информативности которых малозначимы:

величина зазора за колонной в интервале продуктивного пласта (Xj); средневзвешенный диаметр

ствола скважины в зоне продуктивного пласта (Х5); скорость восходящего потока в зоне

продуктивного пласта (Х9); производительность насосов при промывке, перед цементированием (Х,б);

конец схватывания цементного раствора (Хз,); диаметр колонны (Х29); начало схватывания

цементного раствора (Х25); давление в конце продавливания тампонажного раствора (Х27); плотность

тампонажного раствора (Х32); высота подъема тампонажного раствора (Х34); расхаживание колонны

(Xjg); наличие ВУРа (X»); наличие ВУРа и буферной жидкости (Хм)

- на показатель качества цементирования (сцепление цементного камня с обсадной колонной) - 15 показателей.

Анализируя представленные результаты, можно заключить, что общими параметрами влияющими на выбранные критерии оценки качества вскрытия и надежности разобщения продуктивных пластов влияют первые девять факторов, расположенных в таблице 2 согласно абсолютной величины значения коэффициента информативности (это Хь Хз, Х4, Х28, Х24, Х22, Х2з, Хю, Х)7); остальные влияют лишь на отдельные критерии, хотя их суммарная информативность в некоторых случаях даже выше суммарной информативности первой группы. Четко прослеживается наличие третьей группы факторов - показатели информативность, значимость которых малозначительна.

В третьем разделе представлены: описание конструкции устройства, обеспечивающее постоянство контакта цементного камня с обсадной колонной и горной породой в условиях меняющихся внутренних и наружных давлений; результаты расчетов его технических характеристик; технология работ и рекомендованные варианты установки устройства в оснастке обсадной колонны.

Одним из направлений повышения герметичности заколонного пространства является создание надежного разобщающего экрана. При этом,

помимо разработки соответствующих рецептур тампонажных растворов, следует обратить внимание на обеспечение герметичности контактных участков «цементный камень - горная порода», «цементный камень - обсадная колонна». Сотрудниками ТатНИПИнефть было показано, что при внутреннем давлении равном 15 МПа в трубах диаметром 146 мм, с толщиной стенки 10 мм, группы прочности «Д» возможна радиальная деформация расширения в 40 мкм. При этом возможно нарушение структуры цементного камня.

Одним из возможных решений данной проблемы - может быть использование «разобщителя пластов» - устройства, компенсирующее воздействие изменений наружного и внутреннего давлений на состояние контактной зоны «цементный камень - обсадная колонна» (рисунок 3).

^ 9

Рисунок 3 - Разобщитель пластов

Он представляет собой патрубок, состоящий из внутренней (3) и внешней труб (5). Во внешнюю трубу монтируется клапан (4). Пространство между внешней и внутренними трубами заполняется воздухом или другим газом, например азотом. Заполнение осуществляется через клапан. Герметичность клапана обеспечивается шариком 9, прокладкой 7 и зажимной гайкой 6 на держателе 8. Присоединяется к обсадной трубе (1) посредством муфтового соединения (2).

При цементировании скважины давление столба цементного раствора воздействует на наружную трубу разобщителя и вызывают в ней радиальные

деформации, направленные к оси скважины. Труба, находясь в упругонапряжен-ном состоянии, после затвердевания тампонажного раствора прижимает цементный камень к стенке скважины, исключая при этом образование каналов по контактам «наружная труба - цементный камень», «цементный камень - горная порода», тем самым повышается надежность герметичности в заколонном пространстве.

Конструкция устройства рассчитана на воздействие максимальных сминающих и разрывных нагрузок, определены соответствующие деформации.

По результатам расчета построена номограмма (рисунок 4), позволяющая определять соответствующие типы и размеры труб для его изготовления в зависимости от интервала установки.

Рисунок 4 - Номограмма для обоснования типа и размеров труб «разобщителя»

Номограмма дает широкий выбор необходимых данных. В частности при имеющейся максимальной прочности обсадных труб (марки Р), «разобщитель» может быть размещен до глубины 2000 м.

Для обеспечения максимально возможного контактного давления наружной трубы на цементный камень давление внутри разобщителя должно превышать разность давлений между столбом цементного раствора (Рц) и предельно допустимой сминающей нагрузкой (давлением) наружной трубы устройства.

Рассматривая цементный раствор при его твердении как вязко-упругую среду с граничным контактирующим давлением на внутренней (г,) и внешней (Я) поверхностях цементной оболочки соответственно Рк и Рт для радиального Ти, окружного и осевого напряжений в случае плоской деформации цементного камня с учетом времени релаксации можно принять выражение

с!т„({) ¿т„({) _ 2МЦЯ2 <1Рк(0 а г , п

где (1 и к] - постоянные и определяются из предельных условий;

Мц - коэффициент Пуассона для цементного камня;

- боковое горное давление, МПа;

- контактное напряжение на внутренней поверхности цементной оболочки.

Решая его, можно определить контактное давление на границе «наружная труба расширителя - цементный камень» и, зная значения давления на момент окончания цементирования, можно из условия возможных деформаций внутренней и наружной труб устройства, сжимаемости газа, определить необходимое (создаваемое) давление в его межтрубном пространстве для обеспечения постоянства контакта цементного камня с поверхностью расширителя.

По аналогичной схеме рассмотрена возможность изменения давления на внешней поверхности наружной трубы устройства и от воздействия вязко-упругой горной породы через цементную оболочку, которое после соответствующих преобразований имеет вид

+

СИ + ОМ

в

Рк 0),

Го - радиус внутренней трубы, м; Г] - внешний радиус внутренней трубы, м; Гг - внешний радиус цементной оболочки, м; <3х - модуль упругости цементного раствора;

02 - модуль упругости цементного раствора с течением времени.

Установлено, что при нагружении «разобщителя» внутренним давлением, равным давлению гидроразрыва горных пород и внешним максимальным боковым давлением, равным 4/3 горного давления, давление газа в межтрубном пространстве изменяется на 3 МПа. Учитывая первоначальные давления, например, РВОзд.= 12 МПа и уменьшение бокового давления горных пород цементной оболочкой, прочностные характеристики труб марки Д, диаметра 168 мм, с толщиной стенки 9 мм обеспечивают их применение до глубины 2000 - 2500 м.

Оценка технической эффективности предложенного решения осуществлялась в сравнении со скважинами законченными по пришггой технологии на одном и том же по геологическим условиям разрезе. Вторичное вскрытие осуществлялось перфораторами ПК-103 с плотностью перфорации 20 отв./м. Расстояние от нижних перфорационных отверстий до водоносных пластов составляло 2,0 - 8,0 м. Толщина глинистой перемычки 1,4 - 5,2 м. Испытание осуществлялось на 15 скважинах. Результаты следующие: четырнадцать скважин введены в эксплуатацию с дебитом безводной нефти 3,0 - 7,8 т/сут, продолжительность безводного периода работы скважины более шести месяцев, коэффициент успешности (отношение количества скважин с безводной продукцией к общему количеству скважин, на которых проводились испытания) выше в 2,5 раза по сравнению с применением других технологических решений, обводненность продукции через год эксплуатации ниже в 2 раза.

Таким образом, внедрение устройства, компенсирующего изменения

внешних и внутренних давлений на обсадную колонну, позволяет повысить надежность разобщения интервалов продуктивных пластов сложнопостроенных залежей нефти и газа.

В четвертом разделе приводятся описания разработок по совершенствованию конструкции забоя скважины для повышения их производительности, представлены результаты промысловых испытаний.

Анализ передового опыта вскрытия продуктивных горизонтов показывает, что наиболее перспективной технологией является вскрытие, основанное на использовании бесперфораторного способа. Придавая в этом случае новые конструктивные функции обсадной колонне в интервале продуктивного пласта, они способствуют достижению наиболее лучших показателей работы скважины и разработки продуктивных пластов в целом. Однако в этом случае не решается проблема, связанная с предупреждением либо устранением последствия проникновения в пласт твердой фазы бурового раствора.

Восстановление коллекторских свойств продуктивного пласта и их сохранение после вскрытия возможно использованием конструкции фильтра с односторонней связью - жидкость поступает только из пласта в скважину. Конструкция такого фильтра (фильтра отсекателя) представлена на рисунке 5. Он состоит из камеры 2 и трех клапанных узлов (3, 4, 5). С одной стороны обсадной трубы 1, по образующей, приваривается кожух 6 с щелевидными отверстиями, выполненными из части трубы с наружным диаметром 48 мм.

Камера 2 с клапанным узлом 3 соединена патрубком 7, выполненным из трубы с наружным диаметром 21 мм, и имеет защитный кожух 8, выполненный из части трубы диаметром 48 мм. Пространство между основной трубой и кожухом 6 заполняется гранулированным магнием марки МРШ-95 крупной фракции. Камера 2 состоит из корпуса 9, магниевой заглушки 10 и монтажного болта 11. Клапанное устройство 3 состоит из корпуса 12, магниевой заглушки 10, шарика 13, болта специального 14, цинкового упора 15 и дополнительного седла 16. Клапанные устройства 4 и 5 идентичны и состоят из корпуса 17, магниевой заглушки 10, шарика 13, болта специального 14 и упора цинкового 15.

Технологические работы по вторичному вскрытию при использовании отсекающего устройства осуществляют следующим образом. После ОЗЦ, по

колонне НКТ закачивают техническую соляную кислоту, обработанную водорастворимыми ПАВ. Скважина выдерживается в течение 3-4 часов. При этом магниевые заглушки, блокирующие перфорационные

отверстия, растворя-ются. Создается избыточное давление на пласт, не превышающее допустимое сминающее давление на обсадные трубы. Кислота, попав в полость кожуха и прореагировав с магнием, продавливается в пласт с оставлением на 24 часа в прифильтровой части забоя для растворения цинкового упора отсекателя. При вскрытии многопластовой залежи в оснастку обсадной колонны может быть включено несколько отсекателей. Сведения о результатах применения устройства представлены в таблице 3.

Все скважины при вводе в эксплуатацию и год спустя (кроме одной) не были обводнены. Обводненность скв. 21818 через год эксплуатации составила 67 %.

Восстановление и обеспечение сохранности естественных коллекторских свойств продуктивных пластов в нефтяных скважинах возможно и использованием конструкции фильтра, представленного на рисунке 6.

В предлагаемой конструкций, решение изложенных выше задач обеспечивается созданием в фильтре щелевидных перекрывающих друг друга отверстий, охватывающих всю толщину вскрываемой части пласта, с одновременно термокислотной ее обработкой. Фильтр изготавливается из обсадных труб разных диаметров и состоит из корпуса 1 с фильтрационными отверстиями 2, расположенными в одной горизонтальной плоскости, заглушёнными пробками,

Рисунок 5 - Схема отсекателя управляемого

Таблица 3 - Сведения о работе скважин, оборудованных фильтром односторонней связи

Номер скважины Характеристика продуктивных пластов Давление, МПа Время освоения скважины, ч Дебит, т/сут

Тип коллектора Интервал вскрытия ФОС, м Толщина, м

нефте-насыщен-ной части пласта слабо нефте-насыщен-ной части пласта глинистого прослоя водо-нефтяного пласта при вскрытии при опрес-совки

28015 Карбонаты 1172,01176,0 6,0 - - 115,2 15 12 10 6,0/3,5

19594 Песчаники 1807,21808,7 1,8 1,2 7,2 2,0 12 5 11 3,6/13,1

13250 Песчаники 1828,01830,5 2,8 0,8 2,6 1,0 15 8 20 14,6/14,0

952д Песчаники 1846,01849,0 2,4 - - 4,8 12 15 21 4,3/7,2

28180 Песчаники 1149,01151,6 6,2 - - 30,0 9 15 28 3,9/3,9

26126 Карбонаты 1229,01231,8 3,0 5,6 - 29,2 15 10 22 4,2/10,8

21818 Песчаники 1718,01720,0 - 2,0 - 8,4 14 10 20 4,0/4,3

13263 Песчаники 1805,41808,2 3,0 2,0 - 4,4 15 15 44 5,1/5,1

17107 Карбонаты 1129,41131,2 5,0 - 4,0 21,8 12 12 26 4,4/3,0

8359 Песчаники 1793,01795,2 8,0 2,6 - 14,0 14 15 28 12,0/20,0

Примечание: В числителе указан дебит при вводе скважины в эксплуатацию, в знаменателе - через год эксплуатации

выполненными из магниевой стали 3. На корпус надеваются полумуфты 4, к которым приваривается кожух 5, изготавливаемый также из обсадной трубы большего диаметра. В кожухе делаются щелеобразные, перекрывающие друг друга отверстия длиною порядка 100 мм и шириною 2-3 мм. Полость между корпусом и кожухом заполняется гранулированным магнием крупной фракции (5 - 10 мм) марки МРШ-95. При отсутствии необходимости проведения термокислотной обработки заполнение межтрубного пространства возможно

чугунной фракцией или другим грубодисперсным материалом. Подготовка ствола, спуск, шаблонирование и цементирование эксплуатационной колонны проводится по обычной технологии. После ожидания затвердевания тампонажного раствора устанавливают соляно-кислотную ванну на 8-12 ч для растворения магниевых заглушек и взаимодействия кислоты с заполнителем. Процесс взаимодействия сопровождается тепловыделением. Термокислотная обработка способствует восстановлению коллекторских свойств продуктивного пласта, ухудшенных при вскрытии его бурением и цементировании, а также удалению смолистопарафиновых веществ в призабойной зоне пласта. Результаты опытно-промыш-ленного внедрения представлены в таблице 4.

Таблица 4 - Результаты работы скважин, оборудованных фильтром

Толщина, м Объем Сведения о работе скважины при

Номер Тип закачен-ной/пог- освоении вводе в эксплуатацию

скважины нефтяного пласта нефте-насыщенной части пласта глинистой перемычки водона-сыщен-ной части пласта коллектора лощенной соляной кислоты кол-во циклов время освоения, ч дебит скважины, т/сут процент воды

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

7408 3,0 - - - Песч. 3,0/1,0 2 8 2,7 -

7429 6,0 - - - Песч. 3,0/3,0 3 15 9,7 -

7441 11,2 - Песч. 3,0/1,0 2 8 22,7 -

Рисунок 6 - Фильтр заколонный

Продолжение таблицы 4

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

29858 10,0 - - 13 Карб. 4,0/1,8 2 8 3,0 -

29727 4,0 2,4 Ниже Вода Карб. 3,0/3,0 2 8 1,8

29857 5,6 7,6 - - Карб. 3,0/1,5 2 8 2,7

29615 2,8 - - 16,4 Карб. 3,0/1,5 2 8 2,7 -

27129 5,4 - - - Песч. 3,0/3,0 2 8 9,0 -

6975 2,6 4,2 4,0 17,4 4,6 2 3,6 10 Карб. Карб. 3,0/2,5 3 15 2,6 6,3

11169 17,6 2,6 - 17,4 Карб. 3,0/0,2 2 8 2,6 5,8

13387 8,2 - 5,4 Карб. 3,0/0,25 2 8 2,6 6,4

19763 2,8 2 - 1,8 Карб. 3,0/3,0 4 24 4,6 -

19780 0,8 3,0 2,8 1,4 7,2 Карб. 3,0/3,0 4 24 3,6 -

19776 4,4 2,0 - - Песч. 3,0/2,6 2 12 2,7 -

13252 1,4 1,6 - - Песч. 5,0/1,0 4 24 1,4 -

4793Д 3,6 0,8 0,8 - 9,6 4,4 Песч. 5,0/1,0 2 12 4,3 -

Их анализ показывает, что использование предложенной конструкции фильтра и технологии заканчивания скважин способствовало сокращению сроков освоения в 3,0 - 3,5 раза по сравнению со скважинами по «принятой» на предприятии технологии, сокращается также количество обводненных скважин при вводе их в эксплуатацию.

В отличие от гравийных фильтров, данная конструкция не требует расширения ствола скважин, не вызывает осложнений при спуске эксплуатационной колонны и эксплуатации, ремонте и исследовании скважины. Для проведения периодических работ по очистке фильтра в конструкции предусмотрено наличие обратных клапанов (4 шт.).

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Проведено обобщение результатов научно-исследовательских работ в области обеспечения сохранности естественных коллекторских свойств продуктивных пластов и надежности их разобщения от выше и ниже залегающих

проницаемых водонасыщенных горизонтов. Показано, что кроме известных факторов (технологические и технические параметры процесса вскрытия и разобщения) на решение поставленных задач значительное влияние оказывает наличие и толщина разобщающего пропластка (глинистой перемычки) и переходной водонасыщенной зоны.

2 Установлено, что при толщине разобщающего пропластка более 4,0 м количество обводняющихся скважин резко снижается. Дано объяснение установленному результату: при толщине разобщающего пропластка до 1,5 м причиной межпластовых перетоков является наличие каналов по контактам «цементный камень - поверхность вмещающей среды»; при толщине от 1,5 м до 4,0 м -совместное влияние физико-химических процессов протекающих при твердении тампонажного раствора и взаимодействии последнего с фильтрационной коркой; при толщине более 4,0 м - сопротивляемость цементного камня воздействию динамических нагрузок.

3 Доказано наличие связи между толщинами переходной зоны и нефтенасыщенной части коллектора в пластах с подошвенной водой. Обеспечение надежности разобщения продуктивных пластов, характер мероприятий, направленных на сохранение их герметичности и проведение ремонтно-изоляционных работ определяются толщиной переходной зоны.

4 Применением непараметрических методов математической статистики установлено наличие связи ряда факторов, характеризующих процессы вскрытия и разобщения продуктивных пластов. Обоснованы критерии (показатели), позволяющие оценивать результаты цикла заканчивания скважин. С помощью диагностической процедуры Вальда выявлены для Приразломного месторождения наиболее значимые и информативные показатели, влияющие на состояние контакта цементного камня с обсадной колонной и горной породой.

5 В целях обеспечения надежности разобщения продуктивных пластов, качества их вскрытия по результатам исследований совместно с ТатНИПИнефть совершенствована и рекомендована технология бесперфораторного способа вторичного вскрытия, для чего разработано и предложено для включения в компоновку низа обсадной колонны:

- отсекатель пластов («разобщитель»), устраняющий образование каналов на контактах «цементный камень - горная порода», «цементный камень -обсадная колонна» за счет демпфирования давлений в воздушной камере межтрубного пространства. Предложены технологические схемы его установки для различных условий вскрытия продуктивных пластов;

- фильтр односторонней связи (отсекатель пластов). Принцип работы отсекателя пластов основан на создании односторонней гидродинамической связи скважины с пластом бесперфораторным способом. Разработана технология работ, рекомендованы области применения и варианты установок в сложнопостроенных залежах нефти и газа;

- фильтр заколонный, позволяющий обеспечить изоляцию водоносного пласта с сохранением проницаемости нефтеносного в залежах с малой толщиной разобщающего пропластка. При его применении возможна термокислотная обработка проницаемого иефтенасыщенного пласта. Разработана технологическая схема его применения и предложены варианты его установки при различных условиях залегания водонефтенасьпценных залежей;

- для месторождений, разработка которых сопровождается поступлением в скважину твердых соединений (песка) разработана конструкция противопесочного фильтра и рекомендованы варианты установки с учетом условий залегания водо- и нефтенасыщенных пластов.

На предлагаемые технические устройства разработана нормативная документация по их изготовлению и применению.

6 Апробирование и внедрение разработанных технических средств и технологий их применения способствовало сокращению сроков освоения в 3,0-3,5 раза по сравнению со скважинами, заканчиваемых по традиционной технологии, увеличилась продолжительность безводного периода их работы, коэффициент успешности (отношение количества скважин, на которых осуществлялось испытание, к общему количеству скважин в 2,5 раза выше по сравнению со скважинами, заканчиваемых по «принятой» технологии), обводненность продукции через год эксплуатации ниже в 2 раза.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Овчинников П.В. Анализ состояния качества цементирования скважин применением диагностической процедуры Вальда / П.В. Овчинников, A.A. Фролов, P.A. Сафин // Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса: Материалы Всеросс. науч.-техн. конф. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. -С. 23-24.

2. Предигер В.М. К вопросу о применении непараметрических критериев при анализе состояния качества разобщения продуктивных пластов / В.М. Предигер, P.A. Сафин, П.В. Овчинников // Большая нефть: Реалии, проблемы, перспективы: Тр. Всеросс. науч.-техн. конф. - Альметьевск: АНИ, ОАО «ТАТНЕФТЬ», 2001. -С.478-481.

3. Сафин P.A. Совершенствование оснастки низа обсадной колонны / P.A. Сафин, Я.М. Курбанов, П.В. Овчинников, В.В. Овчинников // Известия ВУЗов. Нефть и газ. - 2009. - № 3. - С. 19-22.

4. Сафин P.A. Совершенствование конструкции фильтрованной части обсадной колонны / P.A. Сафин, Я.М. Курбанов, П.В. Овчинников, В.В. Овчинников // Известия ВУЗов. Нефть и газ. - 2009. - № 5. - С. 45-47.

5. Овчинников В.П. К проблеме тампонирования продуктивных сероводородсодержащих горизонтов / В.П. Овчинников, Т.А. Ованесянц, P.A. Сафин // Проблемы топливно-энергетического комплекса Западной Сибири: Сб. науч. тр. Тюменского отделения РАЕН. - Тюмень, 2009. - С. 126-132.

Соискатель ( У* jV P.A. Сафин

Издательство «Вектор Бук» Лицензия ЛР № 066721 от 06.07.99 г.

Подписано в печать 09.10.2009 г. Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso.

Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ №111. 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, Сафин, Рустем Атласович

ВВЕДЕНИЕ.

1 ВОЗМОЖНЫЕ ПРИЧИНЫ ЗАКОЛОННЫХ, МЕЖПЛАСТОВЫХ ВОДОНЕФТЕГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ.

1.1 Влияние процессов, протекающих при формировании цементного камня в затрубном пространстве.

1.2 Причины возникновения заколонных, межпластовых водогазо-нефтепроявлений.

1.3 Влияние толщины перемычки между водонефтенасыщенными пластами на вероятность преждевременного обводнения скважины.

1.4 Влияние водонефтяной (переходной) зоны (ВНЗ) на вероятность преждевременного обводнения скважин.

Выводы по разделу 1.

2 ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДОВ И МЕТОДИКИ ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ.

2.1 Методика обоснования наиболее значимых факторов.

2.2 Оценка влияния режимно-технологических параметров процесса цементирования на герметичность затрубного пространства.

2.2.1 Геологотехнологические условия строительства скважин на Приразломном месторождении.

2.2.2 Оценка влияния параметров процесса цементирования на обводненность скважин Приразломного месторождения.

Выводы по разделу 2.

3 РАЗРАБОТКА КОНСТРУКЦИИ УСТРОЙСТВА, ОБЕСПЕЧИВАЮЩЕГО ПОСТОЯНСТВО КОНТАКТА ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ С ОБСАДНОЙ КОЛОННОЙ И ГОРНОЙ ПОРОДОЙ В УСЛОВИЯХ МЕНЯЮЩИХСЯ ВНУТРЕННИХ И НАРУЖНЫХ ДАВЛЕНИЙ.

3.1 Конструкция и принцип работы устройства компенсатора давлений (разобщителя).

3.2 Обоснование технических характеристик разобщителя.

3.3 Расчет нагрузок, действующих на разобщитель, при формировании цементного камня.

3.4 Расчет нагрузок, действующих на разобщитель в процессе эксплуатации скважины.

3.5 Расчет на прочность резьбовых соединений разобщителя.

Выводы по разделу 3.

4 РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОГО ВНЕДРЕНИЯ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ КОНСТРУКЦИИ НИЗА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ.

4.1 Результаты опытно-промышленного внедрения разобщителя в составе обвязки обсадной колонны.

4.2 Разработка и совершенствование конструкции забоя скважины.

4.3 Результаты промысловых исследований применения модифицированной конструкции низа обсадной колонны.

4.4 Совершенствование конструкции фильтровой части обсадной колонны.

4.5 Технология повышения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов в процессе разобщения.

4.6 Разработка конструкции противопесочного фильтра.

Выводы по разделу 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка, исследование технологий и технических средств для повышения качества вскрытия и разобщения продуктивных пластов"

Актуальность работы

Современное состояние разработки многих нефтяных месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири характеризуются снижением дебитов скважин (до 0,5 - 1,0 т/сут), повышением обводненности добываемого продукта (до 90 - 95 %), увеличением фонда простаивающих скважин (до 50 - 60 %) и низким (до 0,3) коэффициентом извлечения нефти (КИН)

Сохранение темпов добычи углеводородного сырья требует решения многих специфических задач по качеству вскрытия продуктивных пластов и надежному их разобщению от выше и ниже залегающих проницаемых горизонтов.

Традиционно принятая технология заканчивания скважин предопределяет создание давления на цементный камень значительной величины. В результате при наличии двух или нескольких эксплуатационных объектов с незначительной толщиной перемычки (разобщающего пропластка) имеется вероятность преждевременного прорыва подошвенных, надкровельных либо посторонних вод по затрубному пространству в продуктивный пласт. Увеличивается фонд скважин, простаивающих в ожидании капитального ремонта, возрастают потери объемов добычи нефти, ухудшается экологическая обстановка, возникают и другие нежелательные явления и осложнения.

Таким образом, строительство качественных скважин, с новыми конструктивными и функциональными элементами, обеспечивающими ресурсосберегающие технологические решения, является актуальной проблемой эффективной разработки нефтяных и газовых месторождений.

Цель работы

Повышение эффективности строительства скважин на сложно построенных месторождениях нефти и газа путем совершенствования конструкции низа эксплуатационной колонны.

Основные задачи исследований

- обобщение и анализ факторов, оказывающих влияние на конечный результат процесса строительства скважины, качество вскрытия и надежность разобщения продуктивных горизонтов;

- выявление среди большого количества факторов, обуславливающих качество вскрытия и надежность разобщения продуктивных горизонтов, наиболее значимых;

- разработка и изготовление технических средств по совершенствованию конструкции забоя скважин (интервала продуктивной части пласта) в целях устранения отрицательных последствий проникновения фильтрата и твердой фазы бурового раствора в структуру порового пространства продуктивного пласта;

- апробирование разработанных предложений, рекомендаций, технических средств и технологий при строительстве и эксплуатации скважин.

Научная новизна

1 Теоретически обосновано и экспериментально подтверждено, что из более чем трех десятков факторов, влияющих на качество вскрытия и надежность разобщения продуктивных пластов, наиболее значимыми в зависимости от конкретных геолого-технологических условий строительства скважин, являются несколько (не более десяти). Их вид и значимость не являются общими, зависят от условий проведения работ.

2 Научно обосновано и подтверждено экспериментально, что изменение внутреннего и наружного давления на различных стадиях работы скважин (цементирование, ожидание затвердевания тампонажного раствора, испытания на герметичность обсадной колонны, освоение и т.д.) приводит к нарушению герметичности на контактных участках «обсадная колонна - цементный камень», «цементный камень - обсадная колонна»

3 Доказано, что создание в кровле и подошве продуктивного горизонта, в интервалах против малопроницаемых, разобщающих продуктивный пласт интервалов (глинистых перемычек) демпфирующего устройства в оснастке обсадной колонны способствует увеличению срока безводной эксплуатации скважин в 2,3 2,8 раза.

Практическая ценность и реализация работы

1 Разработан алгоритм выявления наиболее значимых факторов, влияющих на результаты работ по заканчиванию скважин, позволяющий заблаговременно, на стадии проектирования и планирования отдельных работ, целенаправленно осуществлять выбор, либо коррекцию технологических параметров проведения работ и конструкций технических средств для их осуществления.

2 Разработаны конструкции узлов оснастки низа обсадной колонны -отсекатель; фильтр односторонней связи продуктивный пласт - скважина; противопесочный фильтр и фильтр, способствующий одновременно термокислотному воздействию на пласт и предупреждение попадания твердых частиц в скважину. Их применение способствовало повышению дебита скважины, объему добытой нефти, удлинению сроков безводной эксплуатации скважины.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Сафин, Рустем Атласович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Проведено обобщение результатов научно-исследовательских работ в области обеспечения сохранности естественных коллекторских свойств продуктивных пластов и надежности их разобщения от выше и ниже залегающих проницаемых водонасыщенных горизонтов. Показано, что кроме известных факторов (технологические и технические параметры процесса вскрытия и разобщения) на решение поставленных задач значительное влияние оказывает наличие и толщина разобщающего пропластка (глинистой перемычки) и переходной водонасыщенной зоны.

2 Установлено, что при толщине разобщающего пропластка более 4,0 м количество обводняющихся скважин резко снижается. Дано объяснение установленному результату: при толщине разобщающего пропластка до 1,5 м причиной межпластовых перетоков является наличие каналов по контактам «цементный камень - поверхность вмещающей среды»; при толщине от 1,5 м до 4,0 м -совместное влияние физико-химических процессов протекающих при твердении тампонажного раствора и взаимодействии последнего с фильтрационной коркой; при толщине более 4,0 м - сопротивляемость цементного камня воздействию динамических нагрузок.

3 Доказано наличие связи между толщинами переходной зоны и нефтенасыщенной части коллектора в пластах с подошвенной водой. Обеспечение надежности разобщения продуктивных пластов, характер мероприятий, направленных на сохранение их герметичности и проведение ремонтно-изоляционных работ определяются толщиной переходной зоны.

4 Применением непараметрических методов математической статистики установлено наличие связи ряда факторов, характеризующих процессы вскрытия и разобщения продуктивных пластов. Обоснованы критерии (показатели), позволяющие оценивать результаты цикла заканчивания скважин. С помощью диагностической процедуры Вальда выявлены для Приразломного месторождения наиболее значимые и информативные показатели, влияющие на состояние контакта цементного камня с обсадной колонной и горной породой.

5 В целях обеспечения надежности разобщения продуктивных пластов, качества их вскрытия по результатам исследований совместно с ТатНИПИнефть совершенствована и рекомендована технология бесперфораторного способа вторичного вскрытия, для чего разработано и предложено для включения в компоновку низа обсадной колонны:

- отсекатель пластов (разобщитель), устраняющий образование каналов на контактах «цементный камень - горная порода», «цементный камень -обсадная колонна» за счет демпфирования давлений в воздушной камере межтрубного пространства. Предложены технологические схемы его установки для различных условий вскрытия продуктивных пластов;

- фильтр односторонней связи (отсекатель пластов). Принцип работы отсекателя пластов основан на создании односторонней гидродинамической связи скважины с пластом бесперфораторным способом. Разработана технология работ, рекомендованы области применения и варианты установок в сложнопостроенных залежах нефти и газа;

- фильтр заколонный, позволяющий обеспечить изоляцию водоносного пласта с сохранением проницаемости нефтеносного в залежах с малой толщиной разобщающего пропластка. При его применении возможна термокислотная обработка проницаемого нефтенасыщенного пласта. Разработана технологическая схема его применения и предложены варианты его установки при различных условиях залегания водонефтенасыщенных залежей;

- для месторождений, разработка которых сопровождается поступлением в скважину твердых соединений (песка) разработана конструкция противопесочного фильтра и рекомендованы варианты установки с учетом условий залегания водо- и нефтенасыщенных пластов.

На предлагаемые технические устройства разработана нормативная документация по их изготовлению и применению.

6 Апробирование и внедрение разработанных технических средств и технологий их применения способствовало сокращению сроков освоения в 3,03,5 раза по сравнению со скважинами, заканчиваемых по традиционной технологии, увеличилась продолжительность безводного периода их работы, коэффициент успешности (отношение количества скважин, на которых осуществлялось испытание, к общему количеству скважин в 2,5 раза выше по сравнению со скважинами, заканчиваемых по «принятой» технологии), обводненность продукции через год эксплуатации ниже в 2 раза.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Сафин, Рустем Атласович, Тюмень

1. Цейтлин В.Г. Причина затрубных газопроявлений после цементирования обсадных колонн в газовых скважинах и методы их предотвращения. Бурение. - 1964. - № 2.

2. Федотов Л.А. Исследование проникновения частиц пористые слои при разделении суспензий фильтрованием / Л.А.Федотов, Е.Е. Буже, В.А. Жужиков, М.С. Рейдах, В.Д. Крыловр. Химическая промышленность. - 1972. - №№ 6, 7.

3. Куксов А.К. Заколонные проявления при строительстве скважин / А.К. Куксов, А.В. Черненко // Обзорная информ. Техника и технология бурения скважин. 1988. - Вып. 9. - 68 с.

4. Васильев В.В. Разработка известково-кремнезистых тампонажных композиций для крепления глубоких скважин: Автореф. дисс. . канд. техн. наук. Уфа: УНИ, 1988. - 24 с.

5. Невиль A.M. Свойства бетона / Пер. с англ. В.Д. Парфенова, Т.Ю. Яку б. М.: Стройиздат, 1972. - 344 с.

6. Хаиров Г.Б. Совершенствование технологии подготовки ствола скважины тампонированию, регулирование процессов структурообразования тампонажных растворов: Автореф. дисс. . канд. техн. наук. Уфа: УНИ, 1977.

7. Видовский А.Л. Напряжения в цементном камне глубоких скважин: Монография / А.Л. Видовский, А.И. Булатов. М.: Недра, 1977.

8. Гранковский И.С. Механическая активация тампонажных растворов // Научные основы получения и применения промывочных жидкостей и тампонажных растворов: Сб. тр. Киев: Наукова думка, 1987.

9. Кузнецов Ю.С. Вибровлновая технология, скважинная техника итампонажные материалы для цементирования скважин в сложных геолого-технических условиях: Автореф. дис . д-ра техн. наук. Уфа: УНИ, 1987. - 56 с.

10. Вагнер Г.Р. Физикохимия процессов активизации цементных дисперсий: Монография. — Киев: Наукова думка, 1980.

11. Агзамов Ф.А. Состояние и перспективы применения дезинтеграторной технологии при строительстве скважин / Ф.А. Агзамов, И.Х. Каримов, Б.С. Измухамбетов // Нефтяное хозяйство. 2003. - № 3.

12. Блеманов В.Д. Влияние физических полей на качество строительства и крепления скважин // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 7.

13. Полез. изобретение 2061169. Способ предотвращения газонефтеводопроявлений и межпластовых перетоков в заколонном пространстве скважины / В. Ф. Шипица, П.П. Макаренко, Ю.М. Басаргин, А.Я. Петерсон (Россия). 1996. - Бюл. № 15.

14. РД 39-196-90Р. Совершенствование процессов крепления скважин на Ваньеганском месторождении с целью предотвращения заколонных перетоков и обеспечения подъема цемента на заданную высоту. Краснодар: ВНИИКРнефть, 1989. - 67 с.

15. Булатов А.И. Детективная биография герметичности крепи нефтяных и газовых скважин. Краснодар: Просвещение-Юг, 2008. - 767 с.

16. Овчинников В.П. Разработка специальных тампонажных композиций и технологии подготовки ствола скважины для разобщения пластов в различных термобарических условиях: Дис. . д-ра техн. наук. Уфа, 1992. -456 с.

17. Куксов А.К. О проницаемости цементного камня в начальный период формирования структуры / А.К. Куксов, О.Н. Обозин, А.И. Булатов // Буровые растворы и крепление скважин: Сб. науч. тр. М.: ВНИИКРнефть, 1971.

18. Бережной А.И. Формирование структуры цементного камня в условиях фильтрации дисперсионной среды // Фильтрация воды через бетон, бетонные конструкции и сооружения: Тр. Координационного совещания по гидротехнике. М., 1974. - Вып. 68.

19. Булатов А.И. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем. М.: Недра, 1975. - 218 с.

20. Булатов А.И. Количественная оценка влияния контракционных явлений на возможные газопроявления при цементировании скважин / А.И. Булатов, Н.И. Марухняк // Нефтяная и газовая промышленность. 1970. -С. 18-21.

21. Кадыров Ю.Т. Исследование факторов, влияющих на разобщение пластов нефтяных и газовых скважин в различных геолого-технических условиях: Автореф. дис . канд. техн. наук. Уфа: УНИ, 1981.

22. Номикосов Ю.П. Влияние скорости потока глинистого раствора1 на водопроницаемость и толщину ГЛИНИСТОЙ корки // Нефтяное хозяйство.-1962.

23. Ашрафьян М.О. Эффективность вытеснения буровых растворов и разрушение глинистых корок при цементировании скважин / М.О. Ашрафьян, А.И. Булатов // Обзорная-информ. Сер. Бурение. 1969. - 75 с.

24. Сибирко А.И. Исследование некоторых причин возникновения газопроявлений после цементирования скважин: Автореф. дис . канд. техн. наук. М., 1973.

25. Ломоносов В.В. Совершенствование комплекса мероприятий1 технологии цементирования-скважин на ПХГ // Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. 1981.

26. Овчинников В.П. Некоторые вопросы повышения качества цементирования скважин при бурении на ПХГ // Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Межвузовских науч.-тематич. сб. Уфа, 1980. - Вып. 7.

27. Куксов А.К. Заколонные проявления при строительстве скважин /j

28. А.К. Куксов, А.В. Черненко // Обзорная информ. Техника и технология бурения сскважин. 1988. - Вып. 9. - 68 с.

29. Серпенский В.А. Пути обеспечения контакта цементного камня с фильтрационной коркой на стенках скважины / В.А. Серпенский, Л.И. Булатов // Газопроявления и борьба с ними: Материалы XX Всесоюз. конф. — Краснодар, 1970.

30. Леонидова А.И. Влияние глинистой корки на фильтрационные свойства цементных растворов / А.И. Леонидова, Е.М. Соловьев // Тр. НИНХ и ГЛ. 1966. -Вып. 60.-С. 56-63.

31. Гергель А.П. Предупреждение, обнаружение газонефтеводопроявле-ний: Монография. Краснодар: Просвещение-Юг, 2003.

32. Труды конференции по вопросам технологии цементирования скважин: Сб. докл. М.: ВНИИОЭНГ, 1970.

33. Ишкаев Р.К. Комплекс технологий по выработке остаточных запасов. Уфа, 1999.-301 с.

34. Кузнецов В.Г. Повышение устойчивости крепи скважин в сложных геокриологических условиях: Автореф. дис. канд. техн. наук. Тюмень: ТюмИИ, 1992.-22 с.

35. Якушев B.C. Одна из возможных причин газовых выбросов в толщах многолетнемерзлых глубоких скважин. М.: Недра, 1988. - 200 с.

36. Полозков А.В. Техника и технология строительства скважин в зоне многолетнемерзлых породах / А.В. Полозков, A.M. Ясашин, Ю.Б. Баду. М.: ВНИИОЭНГ 1989.

37. Коротаев Ю.П. Строительство и эксплуатация скважин в многолетнемерзлых породах / Ю.П. Коротаев, А.В. Полозков, А.В. Рудницкий // Газовая промышленность. 1989. - № 1. - С. 33-37.

38. Полозков А.В. Расчет просадок многолетнемерзлых пород при оттаивании вокруг скважин при их строительстве и эксплуатации / А.В. Полозков, А.Г. Потапов, Ю.П. Коротаев // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1999. - № 6. - С. 5-8.

39. Зубарев В.Г. Прогнозирование, предупреждение и ликвидация проявлений в скважинах / В.Г. Зубарев, Ю.А. Пешалов // Обзорная информ. Сер. Бурение. 1979. - Вып. 5. - 55 с.

40. Сидоров Н.А. Осложнение при бурении скважин / Н.А. Сидоров, Г.А. Ковтунов. -М.: Гостоптехиздат, 1962.

41. Измайлов Л.Б. Крепление Нефтяных и газовых скважин / Л.Б. Измайлов, А.И. Булатов. М., 1976.

42. Гаврилюк А.Е. Применение содового раствора в качестве буферной жидкости при цементировании эксплуатационных колонн в скважинах / А.Е. Гаврилюк, В.Д. Сафронов // Бурение. 1974. - № 4. - С. 20-21.

43. Коморин В.К.Зависимость качества и успешности цементирования от способа приготовления тампонажной суспензии // Нефтяное хозяйство. 1967. - №6.

44. Куксов А.К. Агрегативная устойчивость тампонажных растворов / А.К. Куксов, А.В. Черненко // Промывка и цементирование скважин: Сб. тр. -М.: Недра, 1973.

45. Ганиев Г.Г. Опыт повышения седиментационной устойчивости тампонажных растворов // Промывка и цементирования скважин: Сб. тр. М.: Недра, 1973.

46. Мариампольский М.А. Влияние активных добавок на сцепление цемента с обсадными трубами и породой стенок скважин / М.А. Мариампольский, В.И. Капралов // Промывка и цементирование скважин: Сб. тр. -М.: Недра, 1973.

47. Паркер П.Н. Цементирование скважин при низких скоростях замещения бурового раствора цементным // Бурение. 1969. - Вып. 12.

48. Сегаль В.А. Некоторые вопросы цементирования скважин // Бурение. 1973.

49. Булатов А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1975. - 296 с.

50. Крылов В.И. Зависание тампонажных смесей на стенках труб при проводке скважин в осложнённых условиях / В.И. Крылов, А.И. Небыков, Н.И. Сухенко // Осложнения при бурении и цементировании скважин: Сб. тр. -Краснодар, 1973.

51. Гайворонский А.А. Новые исследования в области разобщения пластов. -М.: Недра, 1973.

52. Мирзаджанзаде А.Х. Повышение качества цементирования нефтяных и газовых скважин / А.Х. Мирзаджанзаде, В.И. Мищевич, Н.И. Титков. М.: Недра, 1975.

53. Мирзаджанзаде А.Х. Анализ и проектирование показателей бурения / А.Х. Мирзаджанзаде, Н.А. Сидоров, А.А. Ширинзаде. М.: Недра. 1975.

54. Сурков В.Т. Лабораторные и промысловые методы исследования причин обводнения скважин подошвенной водой // Нефтепромысловое дело. -1963.

55. Сурков В.Т. Исследование процессов формирования и разрушения цементного кольца акустическим методом в моделях скважин // Бурение скважин и добыча нефти: Тр. ТатНИПИнефть. Казань, 1971. - Вып. 17.

56. Сулейманов З.М. О формировании контакта цементного камня с глинистыми отложениями // Бурение глубоких скважин в Азербайджане: Тр. АзНИПИнефть. Баку, 1977. - Вып. 43.

57. Городнов В. Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. М.: Недра, 1977. - 280 с.

58. Булатов А.И. Проблемы механики крепления и цементирования нефтяных и газовых скважин / А.И. Булатов, С.А. Шаманов. Краснодар: Просещение-ЮГ, 2002. - 310 с.

59. Щадрин Л.Н. Технология и организация- крепления скважин. М.: Недра, 1975.

60. Марухняк Н.И. Целесообразность удаления глинистой корки со стенок скважины перед цементированием обсадных колонн // Тр. конф. По вопросам технологии цементирования. М.: ВНИИОЭНГ, 1970.

61. Ашрафьян М.О. Влияние снижения пластового давления и очистки каверн на качество цементирования скважин / М.О. Ашрафьян, А.В. Кривошей // Нефтяное хозяйство. 2006. - № 11. - С. 58.

62. Сургучев M.JI. О причинах нефтегазопроявлений продуктивных пластов при бурении // Тр. Гипровостокнефть. М.: Гостоптехиздат, 1961. -Вып. 3.

63. Булатов А.И. Возникновения каналов в затрубном пространстве скважины после цементирования / А.И. Булатов, О.Н. Обозин, А.К. Куксов // Газовая промышленность. 1970. - № 2. - С. 3-6.

64. Тагиров К.М. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с анамальными давлениями / К.М. Тагиров, А.Н. Гноевых, А.Н. Лобкин. М.: Недра, 1996.- 183 с.

65. Справочник по прострелочно-взрывной аппаратуре / Под. Ред. Л.Я. Фриндляндера. -М.: Недра, 1983. 197 с.

66. Зайцев Ю.В. Освоение и ремонт нефтяных и газовых скважин под давлением / Ю.В. Зайцев, А.А. Даниельянц, А.В. Круткин. М.: Недра, 1982. -215 с.

67. Орлинский Б.М. Контроль за разработкой нефти геофизическими методами. -М.: Недра, 1977. 239 с.

68. Ишкаев Р.К. Теоретические и прикладные основы эффективного извлечения остаточных запасов нефти на поздней стадии рабработки месторождений: Дис. . д-ра техн. наук. Тюмень, 1999. - 264 с.

69. Тенн Р.А. Методы диагностики и ликвидации межколонных флюидопроявлений при строительстве скважин на месторождениях и ПХГ: Автореф. дис. . канд. техн. Наук. Ставрополь, 1999. — 16 с.

70. Анализ состояния качества цементирования эксплуатационных скважин, пробуренных в 1995-1996 гг. на Ямсовейском и Заполярном месторождениях: Отчет о НИР (заключительный) / ТюменНИИгипрогаз; Руководитель Н.Е. Щербич. Тюмень, 1997. - 59 с.

71. Мавлютов М.Р. Причины неудачного цементирования на Туймазинском месторождении / М.Р. Мавлютов, В.М. Рябов, А.Д. Берштейн // Обзорная информ. Сер. Бурение. 1967. - Вып. 8. - С. 24-27.

72. Вентцель Е.С. Исследование операций. М.: Советское радио, 1972.

73. Вентцель Е.С. Исследование операций // Наука и жизнь. 1968. -Вып.12/41.

74. Применение статистических методов расчета в буровой гидравлике. -М.: ВНИШЦЭНГ, 1978.

75. Мирзаджанзаде А.Х. Методическое руководство по применению методов распознавания образцов при промывке и креплении скважин / А.Х.I1.I'

76. Булатов А.И. Методическое руководство по применению статистических методов при про ведении лабораторных исследований с буровыми и тампонажными растворами / А.И. Булатов, А.Г. Аветисов. -Краснодар, 1974. -с.

77. РД 39-020-87Р. Технология одноступенчатого цементирования скважин с применением газонаполненных тампонажных растворов для условий АНПД в ПО «Татнефть». Краснодар: ВНИИКРнефть, 1987. - 51 с.

78. РД 07-291-99. Инструкция о порядке ведения работ по ликвидации и консервации опасных производственных объектов, связанных с пользованием недр. М.: Госгортехнадзор РФ, 1999. - 20 с.

79. РД 39-0147276-216-87Р. Методичкие указания по ликвидации скважин на нефтяных месторождениях объединения «Башнефть». — Уфа.: БашНИПИнефть, 1987. 27 с.

80. Будников В.Ф. Диагностика и капительный ремонт обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах / В.Ф. Будников, И.И. Макаренко, В.А. Юрьев. -М.: Недра, 1997.

81. Прогнозирование некоторых показателей бурения скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1976.

82. Бакеев Р.А. Необходимость совершенствования технологии расконсервации скважин на месторождениях Крайнего Севера / Р.А. Бакеев, ИА. Кустышев // Сб. науч. тр. СевКавНИПИгаз. Ставрополь, 2003. - С. 73-76.

83. Кустышев А.В. Ремонт скважин на месторождениях Западной Сибири / А.В. Кустышев, И.И. Клещенко, А.П. Телков. Тюмень: Вектор-Бук, 1999.-204 с.

84. Мирзаджанзаде А.Х. Гидравлика глинистых и цементных растворов /

85. A.Х. Мирзаджанзаде, А.А. Мирзоян, Г.М. Ивинян, М.К. Сеид Рза. М.: Недра, 1966.

86. Басарыгин Ю.М. Теория и практика решения основных технологических проблем нефтегазового комплекса. М.: Недра, 2005.

87. Булатов А.И. Отверждаемые глинистые растворы / А.И, Булатов,

88. B.В. Гольдштейн // Обзорная информ. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1990.

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

90. Куксов А. К. Повышение качества крепления скважин: Науч. доклад по дис. д-ра техн. наук. Краснодар, 1995.

91. Рябова Л.И: Теория и практика направленнию регулирования свойств тампонажных систем, обеспечивающих качественное крепление скважин в сложных геолого-технических условиях, в лом числе и агрессивных средах. -Краснодар: ОАО НПО «Бурение», 2005.

92. Рябоконь С.А. О необходимости совершенствования техники и технологии крепления скважин / С.А. Рябоконь, А.И. Овечкин, А.И. Гноевых // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 2. - С. 11.

93. Курбанов Я.М. Актуальные проблемы создания крепи глубоких и сверхглубоких скважин / Я.М. Курбанов, Б. Хахаев, O.K. Ангелопуло // Нефтегазовые технологии. — 2000. № 2.

94. Булатов А.П. Гидромеханика углубления и цементирования скважин / А.П. Булатов, Г.Г. Габузов, П.П. Макаренко. М.: Недра, 1999.

95. Басов А.А. Совершенствование технологии формирования ствола газовой скважины для повышения ее эксплуатационной надежности: Автореф. дис . канд. техн. наук. Ставрополь, 2007.

96. Будников В.Ф: Исследование течения вязкопластичных жидкостей! / В.Ф. Будников, А.И. Булатов. Краснодар: Просвещепие-Юг, 2002.

97. Токман А.К. Контроль технического состояния колонн в газовых скважинах Астраханского ГКМ // Каротажник. 2003. - Вып. 105.

98. Цыбии А.А. Проблемы повышения эффективности крепления и ремонта скважин и методы их решения: Дис. . д-ра техн. наук. М., 2000.

99. Паросоченко С.А. Разработка технологий ликвидации- заколонных газоперетоков в скважинах газовых месторождений: Автореф. дис . канд. техн. наук. Ставрополь, 2005.

100. Будников В.Ф. Контроль технического состояния скважин / В.Ф. Будников, А.П. Булатов, А.Я. Петерсон, С.А. Шаманов. М.: Недра, 2001.

101. РД-2-803-82. Инструкция по раннему обнаружению газонефтепроявлений и их предупреждению. Методика глушения скважин пригазонефтеводопроявлениях. М.,1996.

102. Бутт Ю.М. Гидратация клинкерных минералов портландцемента и их смесей с гипсом и опокой / Ю.М. Бутт, Г.А. Батырбаев // Тр. Казахского филиала АН СССР. 1961. - Т. 3 (5). - С. 71-74.

103. Полак А.Ф. Твердение минеральных вяжущих веществ / А.Ф. Полак, В.В. Бабков, Е.П. Андреева. Уфа: Башк. кн. изд-во, 1990.

104. Физико-химические основы формирования структуры цементного камня / Под ред. Л.Г.Шпыновой. Львов: Высшая школа, изд-во при Львовском университете, 1981.

105. Овчинников В.П. Разработка специальных тампонажных композиций и технологии подготовки ствола скважины для разобщения пластов в различных термобарических условиях: Автореф. дис . доктора техн. наук. — Уфа, 1992.-47 с.

106. Каримов Н.Х. Разработка составов и технология применения расширяющихся тампонажных материалов для цементирования глубоких скважин в сложных геологических условиях. Автореф. дис . д-ра техн. наук. Уфа, 1986.-49 с.

107. Гилязов P.M. Проблемы закачивания скважин с боковыми стволами / P.M. Гилязов, P.III. Рахим // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 2 - С. 11.

108. А. с. 22196221 РФ. Способ разобщения полости обсаженной и необсаженной скважины / Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов, В.Г. Гераськии, A.M. Черненко, В.М. Стрельцов, В.А. Юрьев, Л.М. Царькова, А.А. Карелов (Россия), Бюл. № 1.

109. Киселев А.И. Способы и материалы для герметизации и восстановления герметичности соединительных узлов обсадных колонн / А.И. Киселев, С.А. Рябоконь, В.А. Шумилов // Обзорная информ. Сер. Бурение. — 1987.-Вып. 13.-48 с.

110. Швецов В.Д. Предупреждение газопроявлений и выбросов при бурении глубоких скважин. М.: Недра, 1988. — 200 с.i

111. Овчинников В.П. Справочник бурового мастера: Монография / В.П. Овчинников, С.И. Грачев, А.А. Фролов. М.: «Инфра-Инженерия», 2006. -Т. 1.-608 е.; Т. 2.-608 с.

112. Аветисов А.Г. Диагностирование результатов первичного цементирования скважин и управление факторами, определяющими его качество. М.: ВНИШЦЭНГ, 1978.

113. Инструкция по выбору рациональных технико-технологических параметров цементирования эксплуатационных колонн в объединении Оренбургнефть методом последовательной диагностической процедуры. -Краснодар, Оренбург: Препринт/ВНИИКРнефть, 1976.

114. Инструкция по выбору рациональных технико-технологических параметров цементирования эксплуатационных колонн в объединении Сахалиннефть методом последовательной процедуры. — Краснодар, Оха: Препринт/ВНИИКРнефть, 1978.