Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка методов оценки составов технологических жидкостей для разупрочнения глинистых образований при бурении скважин

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка методов оценки составов технологических жидкостей для разупрочнения глинистых образований при бурении скважин"

На правах рукописи

Рогов Евгений Анатольевич

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ОЦЕНКИ СОСТАВОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ РАЗУПРОЧНЕНИЯ ГЛИНИСТЫХ ОБРАЗОВАНИЙ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН

Специальность: 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

_6 ОКТ 2011

Москва - 2011

4856683

Работа выполнена в центре подземного хранения газа в Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ (ООО Газпром ВНИИГАЗ).

Научный руководитель: - доктор технических наук

Украинский Леонид Ефимович

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Фролов Андрей Андреевич

- кандидат технических наук Маслов Валентин Владимирович

Ведущая организация: - Уфимский государственный

нефтяной технический университет (УГНТУ)

Защита состоится «20» октября 2011 года в 14 00 часов на заседании объединенного диссертационного совета ДМ 002. 263. 01 при Научном центре нелинейной волновой механики и технологии РАН (НЦ НВМТ РАН) по адресу: г. Москва, 119334, ул. Бардина, д. 4.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке НЦ НВМТ РАН по адресу: г. Москва, 119334, ул. Бардина, д. 4.

Автореферат разослан сентября 2011 года

Учёный секретарь диссертационного совета, доктор технических наук

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. В процессе строительства скважин особое место занимают вопросы сохранения устойчивости стенок скважин. Но в некоторых случаях, особенно при разобщении продуктивных горизонтов, восстановления производительности скважин и ликвидации прихватов бурового инструмента, возникает необходимость решения и другой задачи - разупрочнения так называемых глинистых образований, формирующихся искусственным путем (возникновение фильтрационной корки на стенках ствола скважин, образование сальников, приводящих к прихвату бурового инструмента, кольматация призабойной зоны пласта при вскрытии продуктивных горизонтов и т. п.).

При бурении скважин в плотных пластичных глинах происходит намыв глинистой составляющей в буровой раствор, что часто приводит к образованию сальников. Кроме того, при вскрытии продуктивных горизонтов на проницаемых стенках ствола образуется фильтрационная корка, которую необходимо удалять, как при цементировании обсадных колон с целью повышения герметичности крепи, так и для восстановления проницаемости стенок скважин при открытом забое. Структура, образования сальника и фильтрационной корки зависит от типа и состава применяемого бурового раствора, его реологических и фильтрационных свойств, а также от составляющих скелета горных пород, слагающих стенки ствола скважин. Данные процессы приводят к прихвату бурового инструмента, некачественному цементированию обсадных колонн, снижению продуктивности скважин при эксплуатации и др.

Поэтому обоснование новых научно-технических решений, направленных на разработку и совершенствование методов разупрочнения глинистых образований, формирующихся в процессе строительства скважин, является актуальной темой исследований.

Цель работы. Разработка и совершенствование методов оценки эффективности составов технологических жидкостей, позволяющих ликвидировать прихваты бурового инструмента, повысить производительность и качество крепления скважин.

Основные задачи исследований и разработок

1. Анализ существующих методов ликвидации прихватов бурового инструмента, повышения производительности скважин и выбора буферных жидкостей.

2. Обоснование модели по определению усилия, необходимого для ликвидации прихвата бурового инструмента.

3. Разработка методов определения страгивающего усилия до и после установки жидкостных ванн с целью ликвидации прихвата бурового инструмента из-за сальникообразования.

4. Разработка экспресс-метода и лабораторной установки по оценки эффективности составов технологических жидкостей для восстановления проницаемости призабойной зоны пласта в открытом стволе скважин.

5. Разработка методики выбора эффективных составов буферных жидкостей для удаления фильтрационной корки при цементировании скважин.

6. Разработка состава буферной жидкости при цементировании скважин для конкретных горно-геологических условий.

Научная новизна

1. Разработана и научно обоснована методика выбора эффективных составов буферных жидкостей для повышения качества крепления скважин.

2. Разработан экспресс-метод оценки эффективности составов технологических жидкостей для повышения проницаемости продуктивного пласта, призабой-ная зона которого оборудована по типу «открытый» ствол.

3. Научно обоснована модель прихвата бурового инструмента и методы определения страгивающего усилия в вертикальном и наклонно-направленном стволе скважин до и после установки жидкостных ванн для его ликвидации.

4. Разработаны и запатентованы составы технологических жидкостей на основе водных растворов перекиси водорода и гидроксиламина солянокислого с добавками глицерина с целью ликвидации прихвата бурового инструмента и состав буферной жидкости для удаления фильтрационной корки со стенок скважины.

Практическая ценность работы.

1. Разработаны и запатентованы лабораторные установки, моделирующие прихват бурового инструмента в вертикальном и наклонно-направленном стволе скважин с целью определения страгивающего усилия, необходимого для его ликвидации.

2. Разработана и запатентована установка по оценке эффективности составов технологических жидкостей для обработки призабойной зоны пласта в открытом стволе скважины.

3. Состав буферной жидкости на основе водного раствора бисульфата натрия был внедрён на трёх скважинах Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения, что обеспечило более прочное сцепление цементного камня с колонной и стенкой скважины.

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на 2-й научно-технической конференции, посвященной 850-летию г. Москвы «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (г. Москва, 22 - 24 января 1997 г.); Международной научно-практической конференции «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ» (г. Кисловодск, 22 — 26 сентября 2003 г.); 11-й Международной научно-технической конференции «Эфиры целлюлозы и крахмала: синтез, свойства, применение» (г. Владимир, 15 — 18 мая, 2007 г.); У-й Международной научно-практической конференции «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти», (г. Кисловодск, 15-19 октября, 2007 г.); 12-й Международной научно-технической конференции ««Эфиры целлюлозы и крахмала. Опыт и особенности применения на предприятиях нефтегазового комплекса» (г. Владимир, 3-6 июня, 2008г.), 15-й Международной научно-практической конференции «Эфиры целлюлозы и крахмала, другие новые химические реагенты и композиционные материалы как основа успешного сервиса и высокого качества технологических жидкостей для строительства, эксплуатации и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин» (г. Суздаль, 7-10 июня, 2011 г.).

Публикации. По материалам исследований и результатам промысловых работ опубликовано 15 печатных работ, в том числе 4 статьи в научных журналах, входящих в «Перечень ...», утвержденный ВАК Минобрнауки РФ, и 6 патентов РФ.

Структура и объём работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы из 142 наименований и одного приложения. Работа изложена на 125 страницах машинописного текста, содержит 15 рисунков и 7 таблиц.

Автор выражает искреннюю признательность и благодарность доктору технических наук, профессору Е.Г. Леонову, опыт и знания которого помогли при постановке и реализации ряда конкретных задач.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

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

В первой главе на основании литературных источников проводится анализ работ, которые посвящены изучению методов ликвидации прихватов бурового инструмента из-за сальникообразования, повышения производительности скважин и качества разобщения пластов.

Теоретическому и экспериментальному исследованию данных вопросов посвящены труды отечественных и зарубежных авторов: B.C. Баранова, O.K. Анге-лопуло, Н.И. Шацова, А.К. Самотоя, H.A. Сидорова, Г.А. Ковтунова, С.Ю. Жухо-вицккого, В.И. Крылова, А.П. Войцеховского, Р.И. Шищенко, И.П. Пустовойтен-ко, A.A. Линевсккого, Н.М. Шерстнева, В.Г. Ясова, М.А. Мыслюка, В.А Амияна, М.О. Ашрафьяна, А.И. Булатова, Ю.М. Басарыгина, А.И.Пенькова, Р.Д. Уханова, B.C. Войтенко, В.И. Иванникова, У.Д. Мамаджанова, Е.Г. Леонова, В.И. Токуно-ва, А.З. Саушина, В.В. Грачева, Дж.Р. Грея, В.Ф. Рожжерса, К.С. Пенфилда, В.Е. Хелмика, А.Д. Лонгли, Е.Л. Хейдена, Г.А. Уэлча, С.Г. Дарли и др.

Природа и характер взаимодействия между глинистыми частицами определяются структурными связями, возникающими в свежеотложившемся глинистом осадке. Современные представления о структурных связях в глинистом осадке основаны на том, что их формирование происходит под влиянием физических, химических и физико-химических процессов, приводящих к возникновению на контактах частиц сложных взаимодействий различной природы и энергии (молекулярное, магнитное, капиллярное, дипольное, ионо-электростатическое и химическое взаимодействие).

При формировании фильтрационной корки на проницаемых стенках ствола или сальника при бурении скважин в пластичных глинах возникают структуры с коагуляционными контактами. При физико-химическом воздействии технологической жидкости на фильтрационную корку или сальник между ними происходит обменная реакция. При соответствующем подборе обменных катионов можно обеспечить такое уменьшение межплоскостных связей, что отдельные глинистые частицы начнут переходить в контактирующий с ними состав. Обеспечение тако-

го дезагрегирования сальника или фильтрационной корки является целью установки ванн. Состав технологической жидкости должен обладать способностью разупрочнять фильтрационную корку или сальник путем нарушения структурных связей между глинистыми частицами, не исключая возможности частичного или полного их разрушения за счёт действия процессов растворения, окислительно-восстановительного воздействия, ионообмена и др.

Предполагается, что фильтрационная корка или сальник имеют определённую прочность, уменьшение которой под воздействием различных составов технологических жидкостей характеризует эффективность их использования. Анализ процессов образования сальника и фильтрационной корки, а также существующих методов по их разрушению позволило сформулировать основные задачи диссертационной работы, имеющие целью разработку методов оценки составов жидкостей для ликвидации прихватов бурового инструмента из-за сальникообразова-ния и удаления фильтрационной корки со стенок ствола при строительстве скважин.

Вторая глава посвящена разработке методики выбора эффективных составов буферных жидкостей для повышения качества крепления скважин.

Из опыта отечественной и зарубежной практики следует, что буферная жидкость должна выполнять ряд функций, в том числе: эффективно вытеснять буровой раствор, исключать его сильное загустевание при смешивании, препятствовать сокращению сроков схватывания цементных растворов. Она не должна уменьшать адгезии цементного камня по отношению к стенкам скважины и обсадной колонны, вызывать снижения устойчивости пород в стенках скважины, ухудшать коллекторские свойства продуктивных пластов, при оставлении в кольцевом зазоре вызывать коррозию обсадной колонны.

При таком разнообразии функций затруднительно выбрать из существующих или разработать новую буферную жидкость, которая одновременно удовлетворяла бы всем перечисленным выше требованиям. Поэтому при разработке методики выбора состава буферной жидкости исходили из того, что, прежде всего, она должна обеспечивать следующие две основные функции: уменьшать загустевание смесей буферной жидкости с цементным и глинистым растворами и эффективно удалять фильтрационную корку со стенок скважины.

Снижение консистенции зон смешения буферной жидкости с буровым и цементным растворами не вызовет образование труднопрокачиваемых пробок, осложняющих процесс продавки цементного раствора. Повышение смывающей способности буферной жидкости позволит уменьшить вероятность образования флюидопроводящих каналов на контактах цементного раствора и камня со стенкой скважины и обсадной колонной.

Смывающую способность буферной жидкости определяли с помощью устройства с неподвижным и вращающимся дисками, для оценки прокачиваемости использовали метод вискозиметрии. Предполагается, что наиболее прочными остатками бурового раствора в скважине является фильтрационная корка. Последняя имеет определенную прочность, уменьшение которой под воздействием различных буферных жидкостей характеризует эффективность их использования.

Буферная жидкость, лучше удаляющая корку, будет также действовать и при удалении налипаний на колонну, сальников, при очистке застойных зон, каверн и т.п.

Исследования, проведённые соискателем на вискозиметре «Реотест - 2М», и определение массы корки на диске являются разновидностью методов оценки прочности различных смесей и корки. Оба метода сводятся к изучению изменения касательных напряжений от физико-химического взаимодействия буферной жидкости с фильтрационной коркой, глинистым и цементным растворами. Первый метод позволяет изучить влияние на прокачиваемость смесей буферной жидкости с глинистым и цементным растворами, второй — определить эффективность удаления фильтрационной корки со стенок скважины.

Глинистый раствор готовили из бентонитового глинопорошка Константинов-ского завода, цементный раствор - из портландцемента ПЦТ 11 - СС - 50 ГОСТ 1581 - 96 Вольского завода с водоцементным отношением 0,5. В качестве буферных жидкостей использовали водопроводную воду, 5 %-ый водный раствор бисульфата натрия (ИаНБО^ и 0,3 %-ый водный раствор нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ).

Лабораторные эксперименты по определению консистенции смесей проводили следующим образом. В известный объем глинистого или цементного раствора добавляли заданный объём воды, водного раствора НТФ или №Н804. На лабораторной мешалке ЛРМ — 1 смесь перемешивали в течение трёх минут. Затем её помещали в зазор вискозиметра «Реотест — 2М» и определяли касательные напряжения при постоянной скорости вращения. Опыты проводились при различных объёмных соотношениях компонентов смесей % и повторялись три раза. Точки на рисунке 1 соответствуют среднеарифметическим значениям Т =

Проведённые исследования показали, что добавление в глинистый раствор плотностью 1070 кг/м3 0,3 % водного раствора НТФ в объёме до 10 % приводит к значительному уменьшению касательных напряжений смеси и сравнительно небольшому - при добавлении воды и 5 % водного раствора МаНБО^ В отличие от водного раствора НТФ, вода и раствор бисульфата натрия разжижают глинистый раствор слабее, при этом перемешивание глинистого раствора с водным раствором №Н804 вызывает образование хлопьев глины, размер которых колеблется в пределах от 0,1 мм до 1 мм. Цементный раствор разжижается водой, а также водными растворами НТФ и №Н804 практически в одинаковой степени. По аналогии с разупрочнением глинистых пород в стенках скважины водными растворами доказано, что разупрочнение фильтрационной корки в буферной жидкости зависит от продолжительности воздействия и её состава, то есть временных значений химических потенциалов, ионных и осмотических сил сред в корке и жидкости. Однако даже в этом случае невозможно количественно определить силы, действующие на корку со стороны буферной жидкости. Поэтому было принято, что суммарным показателем эффективности ослабления фильтрационной корки является уменьшение её веса на диске вследствие разрушения во время физико-химического воздействия буферной жидкости.

Для проверки этого предположения в качестве глинистой корки был взят

1, Па

Рис. 1. Зависимость касательных напряжений т от объемного содержания % буферных жидкостей в глинистом и цементном растворах при скорости вращения 208 об/мин.

1, 2, 3 - взаимодействие Н20, 5 % КаНБ04; 0,3 % НТФ с глинистым раствором; 4, 5, 6 - взаимодействие 5 % КаШ04; 0,3 % НТФ; Н20 с цементным раствором.

образец глинистой пасты, нанесённой на диск и погружённый в буферную жидкость.

Механизм влияния состава буферной жидкости в период её физико-химического воздействия на корку представляется следующим образом. В начальный момент времени / = 0 глинистая корка сохраняет свою целостность и первоначальную массу т0 поскольку обладает достаточной прочностью. Через малый промежуток времени ¿М воздействия буферной жидкости на глинистую

корку прочность её нижнего элементарного слоя снижается до значений, равных пределу текучести при одноосном растяжении <Ути, и этот слой массой Лт = (т0-ти) под действием своего веса gAm обрушается. Так, слой за слоем корка переходит в буферную жидкость, пока полностью не разрушится. Здесь т0, тя - начальная и текущая массы не разрушенной части глинистой корки на диске.

Согласно изложенным представлениям, подтверждённым лабораторными экспериментами, зависимость разрушенной массы глинистой корки от времени можно описать линейным дифференциальным уравнением:

——ср = 0, (1)

ш

где: <р - коэффициент потери массы образца, кг/с.

Разделяя переменные и интегрируя (1) в пределах от начальной разрушенной массы т0 = 0 до текущей т и от / = 0 до получим:

т = т0-тн =<р(. (2)

На границе, определяющей обрушивающийся слой от ненарушенной части образца на диске, нормальные напряжения, равные пределу текучести аТН, определяются по формуле (2), если умножить обе её части на отношение g/Б.

<гт = (гп~^ (3)

где: (7Т0 = ё>п0 / 51; <т„, = /5 - начальный и текущий предел текучести при растяжении на границе не разрушенной части образца с жидкостью.

На основании теории Треска-Сен-Венана при одномерном нагружении предел текучести по касательным напряжениям гт равен половине предела текучести при растяжении <7Т, поэтому выражение (3) можно представить в виде:

Г„,=7Г0-А, (4)

где: тТ0 - <Тта / 2; тП1 =<утн/2 - начальные и текущие предельные касательные напряжения на границе глинистой корки с буферной жидкостью; Р = g(p|(2S)- коэффициент разупрочнения глинистой корки в жидкости.

Лабораторные исследования по определению потерь массы глинистой корки, сформированной на неподвижном диске, во времени проводили по следующей методике. Эксикатор наполнили водой в количестве 2500 г. При постоянном перемешивании в течение 10 минут добавили 800г бентонитового глинопорошка и выдержали смесь в течение трёх суток. Приготовленную глинистую пасту плотностью 1300 кг/м3 вручную наносили лопаточкой в виде корки на диск, изготовленный из фторопластового материала во избежание химического взаимодействия с буферной жидкостью. Диск диаметром 30 мм и высотой 10 мм с глинистой коркой площадью ,5=706,5 мм2 после взвешивания на лабораторных весах ВЛК-500 подвешивали на капроновой нити к штативу и погружали в химический стакан, наполненный буферной жидкостью в объеме 500 мл, на глубину 5 см. Начальная масса диска с коркой составляла 17,5 г, масса глинистой корки та =9,2 г. По истечении заданного времени Ж = 10 мин диск с коркой извлекали из жидкости, по-

вторно взвешивали и находили текущую массу не разрушенной части корки «(/). Измерения массы корки с диском проводили через каждые 10 минут в течение 1 часа.

Исследования показали, что при применении воды в качестве буферной жидкости уменьшение массы корки на диске не происходит. Раствор НТФ дает незначительное уменьшение массы корки. Буферная жидкость 5 % водного раствора №Н504 оказывает более существенное воздействие на глинистую корку по сравнению с 0,3 %-й раствором НТФ. В таблице 1 приведены значения коэффициентов разупрочнения глинистой корки р в исследуемых буферных жидкостях.

Таблица 1 - Значения коэффициентов р в изученных буферных жидкостях.

Буферная жидкость Вода 0,3 %-й р-р НТФ 5 % -й р-р №Н804

Коэффициентр ■ 103, Па/с 0,0 0,14 9,20

Для определения потерь массы глинистой корки на диске во времени в динамических условиях были проведены следующие исследования.

К прибору «Реотест - 2М» изготовили специальный стержень, на который навинчивали диск с глинистой коркой. Диск опускали в химический стакан, заполненный исследуемой буферной жидкостью. В промысловых условиях в зависимости от скорости прокачки и объема буферной жидкости время взаимодействия последней с фильтрационной коркой обычно не превышает 10 минут. Поэтому измерения уменьшения массы глинистой корки на диске проводили в течение 10 мин при постоянной скорости вращения. В этот период через каждые 2 мин вращение диска останавливали и определяли потерю массы корки.

На рисунке 2 представлены зависимости изменения массы глинистой корки с диском в динамических условиях.

На основе проведённых лабораторных исследований соискателем было установлено, что вода и водный раствор НТФ в динамических условиях воздействия на глинистую корку не оказывают. При одинаковом времени испытания масса глинистой корки на вращающемся диске в растворе ЫаН804 уменьшается в 2,5 — 3 раза быстрее по сравнению с аналогичным ее изменением на неподвижном диске. Одни и те же водные растворы НТФ и №Н804, как в статических, так и в динамических условиях, дают одинаковую качественную оценку эффективности воздействия на глинистую корку.

Предлагаемая методика позволяет в качественном плане оценить эффективность составов буферных жидкостей по уменьшению массы глинистой корки и выбрать наиболее эффективную рецептуру буферной жидкости для конкретных горно-геологических условий.

Для промысловой апробации результатов лабораторных исследований буферная жидкость (5 % водный раствор бисульфата натрия) была использована при цементировании обсадных колонн в трёх скважинах на Ямбургском нефтегазокон-денсатном месторождении.

т-10?, кг

Рис. 2. Зависимость изменения массы глинистой корки с диском от длительности испытания в различных буферных жидкостях в динамических условиях

1 - вода; 2 - 0,3 % раствор НТФ; 3 - 5 % раствор №Ш04;

4 - общий вид диска; 5 - глинистая корка

Оценка качества цементирования скважин проводилась по данным акустического метода контроля (АКЦ) по методике филиала ДООО «Тюменбургаз», по которой коэффициент сцепления обсадной колонны с цементным камнем К рассчитывался по формуле:

(5)

где 5/ - коэффициент контакта тампонажного камня с колонной; /( - длина интервала с соответствующим значением коэффициента контакта В,\ £ /, - суммарная длина цементируемых интервалов.

В таблице 2 приведены результаты расчетов коэффициентов сцепления при использовании в качестве буферных жидкостей водных растворов НТФ и КаНБ04. Из таблицы видно, что применение этих двух типов буферных жидкостей приводит к примерно одинаковым значениям коэффициентов сцепления Кн, Кв и Кс. Причем, для оценки качества цементирования были взяты те скважины, в которых коэффициент сцепления по стволу был выше после применения в качестве буферной жидкости раствора НТФ, чем в других скважинах.

Таблица 2 - Оценка качества цементирования скважин Ямбургского нефте-газоконденсатного месторождения по данным АКЦ

Коэффициент Коэффициент Коэффициент

№ Буферная сцепления в сцепления в сцепления по

скважины жидкость нижнем интервале, Кн верхнем интервале, Кв стволу, Кс

7262 5 % КаШ04 0,90 0,24 0,37

7202 5 % КаШ04 0,92 0,22 0,41

7251 5 % №Н504 0,90 0,24 0,37

7242 0,3 % НТФ 0,90 0,20 0,36

7231 0,3 % НТФ 0,90 0,22 0,33

7252 0,3 % НТФ 0,90 0,24 0,37

На декабрь 2010 г цена одной тонны НТФ составляла 64200 руб., тогда как цена тонны №Н804 - 10 400 рублей. Поэтому использование разработанного состава буферной жидкости на основе водного раствора бисульфата натрия в связи с его невысокой стоимостью по сравнению с НТФ экономически выгодно при примерно одинаковых технологических показателях.

Третья глава посвящена разработке экспресс-метода выбора эффективных составов технологических жидкостей для удаления фильтрационной корки восстановления проницаемости призабойной зоны пласта в открытом стволе скважин.

На производительность скважины большое влияние оказывает состав бурового раствора, используемого при вскрытии продуктивного горизонта. В процессе бурения скважин поровое пространство околоствольной части пласта кольмати-руется твёрдой фазой бурового раствора и его проницаемость снижается за счёт проникновения фильтрата, а также диспергирования и набухания составляющих скелета горной породы.

Одним из основных методов снижения влияния последствий загрязнения заключается в обработке пласта физико-химически активными веществами путём установки жидкостных ванн.

По литературным данным выбор составов жидкостей осуществляется на лабораторных установках, имитирующих условия, близкие к пластовым и требующие длительного времени на проведение опытов. Поэтому работы на них целесо-

образно проводить с минимумом составов жидкостей, предварительно подобранных на основании более простых испытаний.

Описанный ниже экспресс-метод и установка для его реализации позволяют обеспечить простое выполнение операций и сопоставимость результатов испытаний различных составов.

Основным элементом лабораторной установки, разработанной соискателем, является фильтрационная камера, схема которой представлена на рис. 3.

Рис. 3. Схема фильтрационной камеры

Позициями на схеме обозначены корпус 1, накидная гайка 2, втулка 3, уп-лотнительное резиновое кольцо 4, уплотнительное металлическое кольцо 5, поджимное металлическое кольцо 6, перфорированный диск 7 с проточкой, сетчатый цилиндр 8, прикрепленный к перфорированному диску 9, кожух 10, штуцер 11, диаметр частиц большего размера 12, диаметр частиц меньшего размера 13.

Принцип формирования пористого образца в фильтрационной камере заключается в следующем. В корпус 1 сверху помещают перфорированный диск 9 с прикрепленным к нему сетчатым цилиндром 8. На втулку 3 поочерёдно надеваются уплотнительные резиновые 4 и металлические 5 кольца, которые фиксируются поджимным кольцом 6. Втулка 3 с уплотнительными кольцами 4, 5 и 6 сверху вставляется в корпус 1 и затягивается накидной гайкой 2. Далее фильтрационная камера поворачивается на 180°. Внутренняя часть сетчатого цилиндра 8 заполняется навеской пористого материала большего диаметра, а внешняя — меньшего (на фигуре диаметр частиц большего размера обозначен позицией 12, меньшего — 13) для создания пористого образца с заданной проницаемостью. Потом сверху устанавливается другой перфорированный диск 7 с проточкой на сетчатый цилиндр 8. Сборка и установка второй втулки 3 производится аналогичным образом и также зажимается накидной гайкой 2. Для термостатирования жидкости (создания и поддержки требуемой температуры) к корпусу 1 приварен кожух 10 со штуцерами 11.

В реальных условиях при установке ванны жидкость вначале разрушает глинистую корку, проникает в высокопроницаемые участки пласта и далее, с течением времени в статическом режиме очищает менее проницаемые, закольмати-рованные каналы. Подобная схема реализована в рабочем образце, который имеет две зоны по пористости и проницаемости благодаря различным размерам заполняющих эти зоны гранул.

Исследование фильтрационных характеристик образца на различных этапах технологических операций производили в следующей последовательности.

В фильтрационной камере формировали пористый образец, профильтровывали через него воду и определяли интенсивность фильтрации при заданном перепаде давления. При этом же перепаде давления через фильтрационную камеру профильтровывали глинистый раствор и оставляли его в покое в течение заданного времени. Заполняли камеру испытываемым составом жидкостной ванны и после определенного времени выдержки в обратном направлении профильтровывали воду и определяли интенсивность фильтрации по воде.

На всех этапах лабораторные исследования сводились к определению объёма жидкости АУЖ, прокачиваемого через образец за фиксируемый промежуток времени At при заданном перепаде давления АР = Р - Рат.

Для обработки результатов экспериментов был использован показатель интенсивности фильтрации С = Q/(Р-Рот), который является более общим показателем, не требующим обоснования ламинарности режима течения, знания реологических свойств и плотности фильтрующихся жидкостей, которые затруднительно определить, поскольку они меняются в процессе вымыва их из камеры.

Показатель интенсивности фильтрации С рассчитывали на трёх этапах состояния образца: в период фильтрации воды в сформированном рабочем элементе С], в период фильтрации глинистого раствора Сг и после установки жидкостной ванны Сз.

На рис. 4 последовательность испытаний отражена на хронограммах.

Q Ю6, м3/с

1 2 3 4 5 6

OÖOO-

0-

D— О—

.....а...... Г ЗЭОй »OüOcitoaooOÄC

0 10 20 60 70 540 550

Рис. 4. Хронограммы восстановления проницаемости заглинизированных пористых образцов

1 - период фильтрации через образец воды; 2 - период фильтрации через образец глинистого раствора; 3 - период покоя глинистого раствора, 4 - период заполнения фильтрационной камеры исследуемым составом жидкости; 5 — период воздействия состава жидкостной ванны; 6 - период вымывания ванны водой из фильтрационной камеры.

Прокачиваемые среды: О — вода; • - глинистый раствор. Технологические жидкости: О - вода; ° - 5 %-й водный раствор A12(S04)3; Д - 5 %-й водный раствор НТФ; О - 5 %-й водный раствор NaHS04.

В таблице 3 приведены значения коэффициентов интенсивности фильтрации после воздействия исследуемых составов технологических жидкостей на за-глинизированный пористый образец.

Таблица 3 - Значения коэффициентов интенсивности фильтрации С3 после установки различных составов технологических жидкостей_

№ п/п Состав технологической жидкости Коэффициенты интенсивности фильтрации Cj'106, м3/(сМПа)

1 Вода 2,32

2 5 % -ый водный раствор А12(804)з 2,89

3 5 % -ый водный раствор НТФ 3,51

4 5 % -ый водный раствор ИаН804 3,78

Разработанный экспресс-метод позволяет при одинаковых условиях проведения эксперимента определять расходы жидкости: в сформированном рабочем элементе Q\•, в период фильтрации глинистого раствора 0,2, после установки жидкостной ванны (2з; и рассчитать соответствующий показатель интенсивности фильтрации С на всех трёх этапах состояния образца.

При обработке результатов экспериментов используется показатель интенсивности фильтрации С, не требующий обоснования ламинарности режима течения, знания реологических свойств и плотности фильтрующихся жидкостей, изменяющихся в ходе опытов. Кроме того, экспресс-метод позволяет проводить подбор эффективных составов кислотных ванн, применяемых при вторичных методах вскрытия пласта.

Четвертая глава посвящена разработке методов определения усилия, необходимого для освобождения прихвата бурового инструмента из-за сальникооб-разования.

Анализ причин прихватов показал, что сила страгивания колонны труб при ликвидации прихвата зависит от множества взаимосвязанных и трудно определяемых на практике факторов, в частности: дифференциального давления, продолжительности и площади контакта колонны труб со стенками ствола скважины и жидкостью ванны, физико-химических свойств бурового раствора, жидкости ванны и пород в стенках, геометрических размеров бурильной колонны труб и ствола скважины, жёсткости элементов колонны труб.

На рис. 5 показана схема поперечного сечения зоны прихвата, представленная коркой 2, сальником 4 и каналом 5. При наличии циркуляции для ликвидации прихвата широко используют различные ванны, жидкостью которых по каналу 5 замещают буровой раствор против зоны прихвата. Очевидно, что чем больше поверхность взаимодействия ванны с сальником, т. е. площадь поперечного сечения канала 5, заполняемого жидкостью ванны, тем в дальнейшем она быстрее будет разупрочнять сальник.

Для страгивания труб при ликвидации прихвата в любой момент времени I воздействия ванны помимо усилия 0 на преодоление веса колонны в под верхней границей зоны прихвата за вычетом архимедовой силы, силы прижатия колонны^ под действием перепада давления АР между жидкостью в скважине Рс и под колонной Рк необходимо учитывать и силы взаимодействия труб Рс с сальником.

На основании перечисленных выше факторов, усилие для освобождения колонны труб в зоне прихвата можно представить в виде:

2 = 0{/х бш а+сое а) + Рп +РС, (6)

где ¿/-коэффициенттрения труб о глинистую корку; от-зенитный угол.

В свою очередь, силы Рп и Рс определяются по формулам:

(7)

^с=гс5с> (8)

где АР = РС — РК - прижимающее давление; тс — напряжение сдвига на поверхности соприкосновения труб с сальником; 5„ - площадь вдавливания труб в глинистую корку, в частности, зависящая от длины дуги 1Д; Бс - площадь контакта труб с сальником.

Рис. 5. Схема поперечного сечения зоны прихвата труб в скважине

1 — стенка скважины; 2 — глинистая корка; 3 — периметр труб в зоне прихвата;

4 - сальник; 5 - канал для бурового раствора и жидкости ванны;

6 - направление проникновения жидкости из ванны.

Представленная математическая модель является достаточно универсальной, так как дополнительно учитывает силу сцепления колонны труб с сальником.

В связи с тем, что смоделировать в полном виде и проверить экспериментально соотношение (6) вследствие многообразия и неопределённости условий для каждого вида прихвата затруднительно, воспользуемся лишь отдельными составляющими формул (6) - (8) для качественного анализа результатов исследований по двум приведенным ниже разработанным методам по изучению разрушения сальника в той или иной жидкостной ванне с помощью разработанных технических средств. Чтобы сравнить результаты опытов на всех установках по одному

показателю, эффективность воздействия составов жидкостных ванн на сальник оценивалась с помощью функции касательных напряжений г(/).

В качестве технологических жидкостей были использованы вода, нефть, 10 %-й водный раствор сернокислого алюминия (А12(804)з), 20 %-й водный раствор перекиси водорода (Н202) с добавкой 15 % раствора глицерина (СзН80з) и 25 %-й водный раствор гидроксиламина солянокислого (МН2ОН'НС1) с добавкой 15 % раствора глицерина.

Первый метод позволяет оценить усилие при ликвидации прихвата труб в вертикальной скважине. Модель соответствует прихвату бурового инструмента из-за сальникобразования, образовавшегося в вертикальном участке ствола с непроницаемыми стенками (глинистая корка и прижимающее давление отсутствуют). В этом случае уравнение (6) упрощается и с учётом (7) и (8) принимает вид: гс = (0-е)/5с. (9)

Напряжения тс, найденные по формуле (9), использованы нами как показатель эффективности разупрочнения сальника под действием различных составов технологических жидкостей в течение одинакового периода времени / = 4 ч. на разработанной установке, схема которой представлена на рис. 6.

Наибольшее ослабление сальника под влиянием любого состава технологической жидкости наступает к моменту, когда жидкость достигнет всей поверхности прихваченной трубы. Поэтому, при опытах на установке длина погружения стержня в сальник /пр= 0,16 м выбрана из интервала значений половины периметра наружного диаметра бурильных и утяжелённых труб, встречающихся на практике (жс112 = 7г (0,042.....0,273)/2 = 0,07.....0,43 м), а время действия ванны (4 ч)

принято равным реальному.

Результаты опытов обработаны по формуле (9), записанной с помощью измеренных значений усилия Q и исходных данных в следующем виде:

_й~&пПс\1в + М1 ~Рс!Р)] пт

с — ^ I >

где т — масса стержня, кг; ^ — ускорение свободного падения, м/с2; /С=/Пр+/В — длина стержня, м; /пр, /„ — длина стержня в сальнике и над верхней границей зоны прихвата, м; - диаметр стержня, м2; р, рс - плотность материала стержня и сальника, кг/м3.

Изучение влияния различных технологических жидкостей на напряжения Тс осуществляли по следующей методике.

Приготовили глинистую пасту из бентонитового глинопорошка Константи-новского завода плотностью р = 1280 кг/м3 и применяли её для опытов на всех установках. Полый цилиндрический стержень 5 помещали в ёмкость 3 и подвешивали на капроновой нити к левой чашке весов 9, правую чашку уравновешивали грузом 10 так, чтобы зазор между пластинами 4 и 6 составлял 1 мм. Стержень 5 был изготовлен из дюралюминия длиной /с = 0,25 м с наружным диаметром с1 = 0,036 м, плотностью р = 1900 кг/м3 и массой т = 0,275 кг. Вручную наполняли лопаткой ёмкость 3 навеской глинистой пасты, имитирующей сальник, и оставляли

Рис. 6. Схема лабораторной установки для определения напряжений гс при страгивании стержня

1 — сальник; 2 — жидкостная ванна; 3 — емкость; 4 — контактная пластина; 5 -стержень; 6 - замыкающая пластина; 7 - источник питания; 8 - электролампа; 9 - весы; 10 - груз; 11 - чашка; 12 - заслонка; 13 - штатив; 14 - сосуд с песком.

в покое на время ¡¡=3 ч. 50 мин. Длина прихваченной части стержня составляла 1С = 0,16 м. После периода проводили две серии опытов. В первой серии сдвигали стержень без ванны. Во второй — наливали жидкость 2 на сальник 1 для взаимодействия с ним в течение = 4 ч, потом сдвигали стержень и находили усилие

Для сдвига стержня открывали заслонку 12 на сосуде 14 с песком и постепенно высыпали его в чашку 11. В результате сдвига стержня пластины соприка-

садись, загоралась лампочка 8 и заслонку 12 закрывали. Определяли массу песка т„ в чашке 11 и рассчитывали соответствующее ей усилие () для страгивания стержня.

Например, после установки состава жидкостной ванны из 20 % -ного водного раствора перекиси водорода с добавкой 15 % глицерина при страгивании стержня масса песка составила т„ = 0,252 кг и соответствовала усилию, необходимого для страгивания стержня Q=g■mп=9,8\■ 0,252 = 2,472 Н. В этом опыте касательные напряжения, возникающие в момент извлечения стержня из сальника, по формуле (10) составляют величину:

_ 2,472 -9,81 • 0,275/ 0,25 • [0,09 + 0,1 б • (1 -1280/1900)] _ 51881 ш 3,14 -0,16 -0,036 ' а'

Второй метод позволяет оценить усилие, необходимое для ликвидации прихвата бурового инструмента в наклонно-направленной скважине. Этот случай соответствует разновидности прихвата, когда страгивание труб определяется коэффициентом трения их о глинистую плёнку и зенитным углом наклонного ствола с непроницаемыми стенками.

Этот случай описывается уравнением (6), в котором остаётся лишь первый член правой части. Относительно напряжений на поверхности пластины уравнение (6) примет вид:

>¡ = <¿15 = [<Эц%\па + со^а)15, (11)

„ 2

где: 5"- площадь соприкосновения пластины с пленкой, м .

Влияние на усилие Q и соответствующее напряжение т изучено с помощью разработанной соискателем установки (патент РФ № 58709), схема которой показана на рис. 7.

Исследования проводили следующим образом. Устанавливали на заданный угол а платформу 7 с выемкой 2 глубиной 0,2 мм, которую вручную лопаткой заполняли заподлицо ранее приготовленной глинистой пастой (модель плёнки). Сверху на плёнку помещали металлическую пластинку 1 с прикреплённой на ней нитью 9. Размер пластинки составлял 3,7 х 3,7 см, её масса 17,1 г, вес пластинки С=§-тип=9,81-0,0171=0,1678 Н. На другой конец нити, переброшенной через ролик 10, подвешивали чашку 8. Пластинку на плёнке оставили в покое на период // = 5 мин. Производили две серии опытов. В первой серии после периода времени //, постепенно нагружая чашку 8 грузом, определяли массу т и усилие 2=g•ffг, необходимое для страгивания пластинки без ванны. Во второй - после периода // в сосуд 4 наливали изучаемую жидкость ванны в объёме 100 см3 и оставляли в покое для воздействия жидкости в течение второго периода 10 мин, затем определяли страгивающую массу т и усилие О как и в первой серии опытов.

Например, при угле СС= 65 после 10 минутного физико-химического воздействия состава жидкостной ванны из 20 % -ного водного раствора перекиси водорода с добавкой 15 % глицерина усилие для страгивания пластины составило <2 = 9,81 0,01065 = 0,1045 Н.

Рис. 7. Схема установки по определения усилия для страгивания пластинки

1 — пластинка; 2 — глинистая плёнка; 3 - исследуемая жидкость; 4 — сосуд для жидкости; 5 - указатель перемещения; 6 - штифт, 7 — платформа с выемкой для глинистой плёнки, 8 - чашка с грузом; 9 — капроновая нить; 10 —ролик; 11 - кронштейн с делениями от 0 до 90° градусов.

По формуле (11) соответствующие касательные напряжения составили х - 0,1045/0,001369 = 76,4 Па. При этом коэффициент трения пластинки по формуле (11) имел величину:

О-в^ъа 0,1045-0,1678соз650 Л„ а = —-= —-1--а-= 0,22.

Сбшсг 0,1678зт65

На рис. 8. приведены лабораторные эксперименты по изучению касательных напряжений до и после установки жидкостных ванн по двум методам.

Изучено разупрочнение сальника на двух лабораторных установках, моделирующих воздействие жидкостной ванны в процессе ликвидации прихвата бурового инструмента. Установлено, что проведенные исследования по приведенным выше методам в качественном плане приводят к одинаковому ранжированию эффективности жидкостных ванн.

При этом эффективность ванн усиливается слева - направо согласно ряду:

НгО < нефтк 5%А 12 (504)3 <20%Н202 +15%С3Н803 < 25%ИН2ОН-НС1+15%С3Я803.

1 2 3 4 5 6

Жидкостная ванна

Рис.8. Диаграммы изменения касательных напряжений до (1) и после (2) - (5) установки жидкостных ванн

■ - при страгивании пластины; И - при страгивании стержня;

1 - до установки ванны; 2 - вода; 3 - нефть; 4-10 %-й р-р А12(804)3;

5-20 %-й р-р Н202+15 % С3Н803; 6-25 %-й р-р МН2ОННС1+15 % С3Н803.

На основании проведенных исследований соискателем разработаны составы жидкостных ванн для ликвидации прихватов бурового инструмента из-за сальни-кообразования - 20 % водный раствор перекиси водорода с добавкой 15 % водного раствора глицерина (Патент РФ № 2374296) и 25 % водный раствор гидрокси-ламина солянокислого с добавкой 15 % водного раствора глицерина (Патент РФ № 2374296).

Основные выводы и рекомендации

1. Разработана методика выбора эффективных составов буферных жидкостей и изучено разупрочнение фильтрационной корки при воздействии на неё различных составов буферных жидкостей. Дано объяснение механизма влияния буферной жидкости на фильтрационную корку.

2. По разработанной методике запатентован и внедрён состав буферной жидкости при цементировании обсадных колонн на трёх скважинах Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Промысловыми испытаниями установ-

лено, что использование разработанной буферной жидкости в связи с её невысокой стоимостью и хорошим качеством цементирования скважин экономически выгодно.

3. Разработана установка и экспресс-метод оценки эффективности составов технологических жидкостей для удаления фильтрационной корки со стенок скважины с целью повышения проницаемости призабойной зоны пласта в открытом стволе.

4. Разработаны методы определения страгивающего усилия, необходимого для освобождения прихвата бурового инструмента из-за сальникообразования в вертикальной и наклонно-направленной скважинах. Изучено разупрочнение сальника на лабораторных установках, позволяющих оценить эффективность воздействия жидкостных ванн с целью ликвидации прихвата бурового инструмента.

5. Экспериментально установлено ранжирование различных составов жидкостных ванн с целью разупрочнения сальника по их эффективности.

6. Разработаны и запатентованы установки, моделирующие воздействие составов жидкостных ванн в процессе ликвидации прихвата бурового инструмента, и составы технологических жидкостей для ликвидации прихватов труб в результате сальникообразования.

7. Для выбора состава технологической жидкости, как для ликвидации прихвата бурового инструмента, так и для удаления фильтрационной корки, рекомендуется простой метод, основанный на показателе уменьшения во времени веса глинистых образцов, погруженных в жидкость.

По теме диссертационной работы опубликовано 19 печатных работ. Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Рогов Е.А. Оценка влияния различных видов жидкостей на свойства глинистых образований // 2-я научно-техническая конференция, посвящённая 850-летию г. Москвы «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», г. Москва, 24 - 27 января, 1997: Тез. докл. - М.: 1997- С. 63.

2. Рогов Е.А., В.В. Грачёв, Е.Г. Леонов. Методика оперативной оценки эффективности составов жидкостей для разглинизации пористых образцов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 1999. - № 1 - 2. - С. 29-32.

3. Рогов Е.А. Разработка новой буферной жидкости для цементирования скважин / Е.А. Рогов, В.В. Грачёв, Е.Г. Леонов, В.В. Вялов, В.Ф. Янкевич // Бурение и нефть. - 2003. - № 9. - С. 22-25.

4. Рогов Е.А. Разработка составов буферных жидкостей при цементировании скважин // Международная научно-практическая конференция «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ», Кисловодск, 22 - 26 сентября, 2003: Тез. докл. - Ставрополь: РИЦ ОАО «СевКав-НИПИгаз», 2003. - С. 100.

5. Рогов Е.А., Леонов Е.Г. Выбор состава жидкостных ванн для ликвидации прихватов трубных колонн. // Бурение и нефть. — 2006. — № 4. — С. 11 - 14.

6. Пат. РФ 58709, G01N 19/02. Устройство для определения коэффициента трения фильтрационной корки / Е.А. Рогов (Россия). - Заявл. 10.07.2006. Опубл. 27.11.2006. Бюл. № 33.

7. Пат. РФ 2309175, С09К 8/528. Буферная жидкость / Е.Г. Леонов, Е.А. Рогов, К.И. Джафаров, В.И. Нифантов, Л.Н. Литвинов (Россия). Заявл. 22.12.2004. Опубл. 27.10.2007. Бюл. № 30.

8. Рогов Е.А., Нифантов В.И., Джафаров К.И. Методика оценки эффективности составов жидкостных ванн для ликвидации прихватов трубных колонн // 11-я Международная научно-техническая конференция «Эфиры целлюлозы и крахмала: синтез, свойства, применение», Владимир, 15-18 мая, 2007: Матер, науч. - техн. конф. - Владимир: ООО «Издательский дом «Посад», 2007. - С. 256 -257.

9. Рогов Е.А. Методика оценки составов жидкостных ванн при обработке призабойной зоны пласта // V-я Международная научно-практическая конференция, посвященная 45-летию СевКавНИПИгаза «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти», Кисловодск, 15-19 октября, 2007: Тез. докл. - Ставрополь: РИЦ ОАО «СевКавНИПИгаз», 2007. - С. 174 - 176.

10. Рогов Е.А. Выбор буферных жидкостей при цементировании газовых скважин // Газовая промышленность. - 2008. - № 2. - С. 54 - 56.

11. Пат. РФ № 2374296, С09К 8/528. Состав ванны для ликвидации прихвата трубных колонн / Е.А. Рогов (Россия). Заявл. 04.07.2007. Опубл. 27.11.2009. Бюл. №33.

12. Пат. РФ № 2374297, С09К 8/528. Состав ванны для ликвидации прихвата трубных колонн / Е.А. Рогов (Россия). Заявл. 04.07.2007. Опубл. 27.11.2009. Бюл. №33.

13. Пат. РФ № 96962, G01N 1/00, B01D 24/04. Установка для проведения исследований/ Е.А. Рогов (Россия). Заявл. 29.03.2010. Опубл. 20.08.2010. Бюл. № 23.

14. Пат. РФ № 98589, G01N 19/00. Устройство для исследования состава жидкостной ванны, ликвидирующей прихват трубных колонн в наклонно-направленной скважине / Е.А. Рогов (Россия). Заявл. 28.04.2010. Опубл. 20.10.2010. Бюл. №29.

15. Рогов Е.А. Лабораторная установка для исследования эффективности технологических жидкостей при обработках призабойной зоны пласта / Е.А. Рогов, В.И. Нифантов, А.Я. Исхаков, Л.Е. Украинский // XV-я Международная научно-практическая конференция «Эфиры целлюлозы и крахмала, другие новые химические реагенты и композиционные материалы как основа успешного сервиса и высокого качества технологических жидкостей для строительства, эксплуатации и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин», Суздаль, 7-10 июня, 2011: Матер, науч. - практич. конф. - Владимир: ООО «Издательский дом «Посад», 2011. - С. 302 - 305.

Подписано к печати «12» сентября 2011 г. Заказ № 3093 Тираж 100 экз. 1 уч.-изд.л, ф-т 60x84/16 Отпечатано на ротапринте ООО «Газпром ВНИИГАЗ» 142717, Московская область, Ленинский р-н, п. Развилка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Рогов, Евгений Анатольевич

Введение.

1 Анализ современного состояния работ по ликвидации прихватов бурового инструмента, повышению проницаемости продуктивных горизонтов и выбору буферных жидкостей при цементировании скважин.

1.1 Природа, состав и свойства глинистых минералов.

1.2 Факторы, влияющие на возникновение прихватов бурового инструмента.

1.3 Методы ликвидации прихватов бурового инструмента в результате сальникообразования.

1.4 Методы повышения проницаемости призабойной зоны скважин.

1.5 Методы выбора буферных жидкостей для повышения качества крепления скважин.

1.6 Основные задачи исследований.

2 Повышение качества крепления скважин применением буферных жидкостей.,.

2.1 Механизм воздействия буферной жидкости на фильтрационную корку.

2.2 Методика выбора буферных жидкостей для повышения качества крепления скважин.

2.3 Применение буферной жидкости при цементировании скважин на Ямбургском нефтегазоконденсатном месторождении.

3 Разработка экспресс-метода оценки эффективности составов технологических жидкостей для восстановления проницаемости I продуктивных горизонтов. 7 Г

3.1 Влияние буровых растворов на проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта.

3.2. Лабораторная установка для исследования эффективности составов технологических жидкостей при обработках призабойной зоны пласта.

3.3 Экспресс-метод оценки эффективности составов технологических жидкостей для удаления фильтрационной корки и восстановления проницаемости призабойной зоны пласта.

4. Разработка методов оценки составов технологических жидкостей с целью ликвидации прихватов бурового инструмента из-за сальникообразования.

4.1 Определение усилия, необходимого для освобождения бурового инструмента в зоне прихвата.

4.2 Метод определения страгивающего усилия для ликвидации прихвата бурового инструмента в вертикальной скважине.

4.3 Метод определения страгивающего усилия для ликвидации прихвата бурового инструмента в наклонно-направленной скважине.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка методов оценки составов технологических жидкостей для разупрочнения глинистых образований при бурении скважин"

В процессе строительства скважин особое место занимают вопросы сохранения устойчивости стенок скважин. Но в некоторых случаях, особенно при ликвидации прихватов бурового инструмента, разобщении продуктивных горизонтов и восстановления производительности скважин возникает необходимость решения и другой задачи - разупрочнения так называемых глинистых образований, формирующихся искусственным путем (возникновение фильтрационной корки на стенках ствола скважин, образование сальников, приводящих к прихвату бурового инструмента, кольматация приза-бойной зоны пласта при вскрытии продуктивных горизонтов и т. п.).

При бурении скважин в плотных пластичных глинах происходит намыв глинистой составляющей в буровой раствор, что часто приводит к образованию сальников. Прихват из-за сальникообразования возникает при разбури-вании глинистых отложений или высокопроницаемых пластов при формировании толстой глинистой корки. Сальники могут образовываться как при бурении, так и при расширении или проработке ствола скважины. Образование сальника происходит из-за налипания разбуриваемой породы и бурового раствора на буровом инструменте. Кроме того, при вскрытии продуктивных горизонтов на проницаемых стенках ствола образуется фильтрационная корка, которую необходимо удалять, как при цементировании обсадных колон с целью повышения герметичности крепи, так и для восстановления проницаемости призабойной зоны пласта при открытом забое. Структура образования сальника и фильтрационной корки зависят от типа и состава применяемого бурового раствора, его реологических и фильтрационных свойств, а также от составляющих скелета горных пород, слагающих стенки ствола скважин. Данные процессы приводят к прихвату бурового инструмента, некачественному цементированию обсадных колонн, снижению продуктивности скважин при эксплуатации.

Поэтому проблема поиска научно-технических решений направленных на разработку и, совершенствование-методов разупрочнения-глинистых образований, формирующихся в процессе строительства скважин, является; актуальной темой исследований.

Принимая во внимание степень научной проблемы, и практическую значимость,- определена цель, диссертационной работы:: разработка методов« оценки; составов технологических жидкостей : для: разупрочнения глинистых образований; при бурении скважин:

В соответствии,с целью диссертационной работы поставлены и решены следующие задачи:; , '

1. Разработана и научно обоснована методика выбора эффективных составов буферных жидкостей для повышения;качества »крепления скважин:

2. На основании проведённых исследовании разработан и запатентован состав буферной жидкости с целью удаления фильтрационной корки и повышения качества крепления скважин.

3. Разработан.экспресс-метод; оценки эффективности составов технологических жидкостей для повышения; проницаемости продуктивного пласта, призабойная зона которого оборудована:по типу «открытый» ствол:

3. Разработана и запатентована установка по оценки эффективности составов технологических жидкостей для обработки призабойной зоны, пласта в открытом стволе скважины.

4. Научно обоснована модель прихвата бурового инструмента и методы по определению' страгивающего усилия; в; вертикальном и; наклонно-направленном стволе скважин; до и после установки жидкостных ванн? для его ликвидации.

5: Разработаны и запатентованы лабораторные установки, моделирующие прихват бурового инструмента в вертикальном/ и наклонно-направленном стволе скважин с. целью определения страгивающего усилия, необходимого для его ликвидации.

6. На основании проведенных лабораторных исследований разработаны и запатентованы составы технологических жидкостей на основе водных растворов перекиси водорода и гидроксиламина солянокислого с добавками глицерина с целью ликвидации прихвата бурового инструмента.

Реализация работы:

1. Состав буферной жидкости на основе водного раствора бисульфата натрия был внедрён при цементировании обсадных колонн в трёх скважинах Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения, что обеспечило более прочное сцепление цементного камня с обсадной колонной и стенкой скважины.

2. Результаты исследований выбора эффективных составов буферных жидкостей при цементировании скважин вошли в стандарт организации «Технические требования к эксплуатации и технологии заканчивания скважин ПХГ». - М., ООО «Газпром ПХГ». - 2009. - 49 с.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Рогов, Евгений Анатольевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Представленные в работе результаты экспериментальных исследований, проведённых в лабораторных и промысловых условиях, позволяют сделать следующие выводы и рекомендации.

1. Разработана методика выбора эффективных составов буферных жидкостей для повышения качества крепления скважин. Методика позволяет в качественном плане определить эффективность применения буферных жидкостей по уменьшению массы глинистой корки, сформированной на диске в статических и динамических условиях. Дано объяснение механизма воздействия буферной жидкости на фильтрационную корку.

2. По предложенной методике разработана и реализована буферная жидкость при цементировании обсадных колонн на трёх скважинах Ямбург-ского нефтегазоконденсатном месторождении. По результатам промысловых испытаний использование водного раствора бисульфата натрия в качестве буферной жидкости в связи с её невысокой стоимостью и хорошим качеством цементирования скважин экономически выгодно.

3. Разработаны экспресс-метод и лабораторная установка оценки эффективности составов технологических жидкостей для удаления фильтрационной корки со стенок ствола и восстановления проницаемости скважин, призабойная зона которых оборудована по типу «открытый ствол».

4. Разработаны и запатентованы установки, моделирующие физико-химическое воздействие составов технологических жидкостей в процессе ликвидации прихвата бурового инструмента в результате сальникообразования. Разработаны и запатентованы составы технологических жидкостей для ликвидации прихватов бурового инструмента, физико-химическое воздействие которых основано по принципу разупрочнения сальника путём нарушения структурных связей между глинистыми частицами не исключая возможности частичного или полного разрушения структуры сальника.

За основу взяты современные представления о строении глинистых минералов и структурных связях, происходящих при образовании сальника под влиянием физических, химических и физико-химических процессов, приводящих к возникновению на контактах частиц сложных взаимодействий различной природы и энергии.

5. Разработаны методы по определению страгивающего усилия, необходимого для освобождения прихвата бурового инструмента из-за сальнико-образования в вертикальной и наклонно-направленной скважинах. Изучено разупрочнение сальника на лабораторных установках, позволяющих оценить эффективность воздействия жидкостных ванн с целью ликвидации прихвата бурового инструмента.

6. Экспериментально установлено ранжирование различных составов технологических жидкостей с целыо разупрочнения сальника по их эффективности.

7. Для выбора эффективного состава технологической жидкости, как для ликвидации прихвата бурового инструмента из-за сальникообразования, так и для удаления фильтрационной корки со стенок скважин рекомендуется метод, основанный на показателе уменьшения во времени веса глинистых образцов, погруженных в жидкость.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Рогов, Евгений Анатольевич, Москва

1. Алекперов В.Т., Никишин В.А. / Кольматация проницаемых пластов в процессе бурения и её последствия // Нефтяное хозяйство. 1972. — № 8. -С. 21 -24.

2. Александров М.М. Силы сопротивления при движении труб в скважине. М.: Недра, 1978. - 208 с.

3. Вскрытие и освоение нефтегазоносных пластов / В.А. Амиян, A.B. Амиян, Н.П. Васильева. М.: Недра, 1980. - 380 с.

4. Амиян В.А., Уголев C.B. Физико-химические методы повышения производительности скважин. - М.: Недра, 1970. - 264 с.

5. A.c. 989046 СССР, МПК Е21 B33/138. Установка для исследований буферных жидкостей / В.В. Плынин, Р.Ф. Уханов. Заявл. 27.08.1981. Опубл. 15.01.1983. Бюл.№ 2.

6. Ашрафьян М.О., Булатов А.И. Эффективность вытеснения буровых растворов и разрушение глинистых корок при цементировании скважин // Тематический науч. технич. обз. Сер. Бурение. - М.: ВНИИОЭНГ, 1969. -76 с.

7. Бабаян Э.В., Самотой А.К., Лебедев Е.А. Исследование сил взаимодействия металла с глинистой коркой при прихвате инструмента / Крепление скважин, буровые растворы и предупреждение осложнений // Тр. КФВНИИ-нефти. 1970. - Вып. № 23. - С. 23 - 43.

8. Балаба В.И. Механизм разупрочнения пород буровыми технологическими жидкостями // Инженер-нефтяник. 2008. - № 2. - С. 19 - 22.

9. Берштейн М.А., Лобода В.М. Применение различных методов повышения нефтеотдачи пластов // Обз. информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1977. - 64 с.

10. Белов В.П. Коркоудаляющие реагенты и эффективность их применения // Нефтяное хозяйство. 1974. - № 12. - С. 9 - 12.

11. Бигалиев Е. А. Крепление скважины с сохранением коллекторских свойств нефтеносных пластов. -М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. -75 с.

12. Вопросы повышения качества цементирования скважин / А.И. Булатов, Р.Д. Уханов, И.М. Давыдов // Тематический науч. технич. обз. - М.: ВНИИОЭНГ, 1977. - 53 с.

13. Булатов А.И., Сидоров Н.И. Осложнения при креплении глубоких скважин. М.: Недра, 1966. - 198 с.

14. Булатов А.И., Уханов Р.Ф. Исследование свойств и совершенствование технологии применения вязкоупругих буферных жидкостей // Обз. информ., сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - Вып. № 20. - 35 с.

15. Буферные жидкости, используемые при цементировании скважин / А.И. Булатов, О.Н. Мироненко, В.И. Мищенко, Р.Ф. Уханов, А.К. Куксов // Обзор, информ. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1987. - Вып. № 8 (127). -62 с.

16. Буровые и тампонажные растворы. Теория и практика / 3.3. Шара-футдинов, Ф.Ф. Чегодаев, Р.З. Шарафутдинова. СПб.: Изд-во «Профессионал», 2006. - 700 с.

17. Буферные жидкости в цементировании скважин / В.П. Детков, В.В. Затлукал, JI.B. Макаров, Н.Г. Коваленко. Казань: Татарское книжное изд-во, 1975. - 122 с.

18. Влияние количества прокачиваемой жидкости на силу трения между глинистой коркой и металлической поверхностью на время вязкопластич-ного слоя / И.Р. Муратов, Г.Т Гасанов, Н.М. Шерстнев // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1966. - № 11. - С. 25 - 27.

19. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа / Л.И. Орлов, A.B. Ручкин, Н.М. Свихнушин. М.: Недра, 1976.-89 с.

20. Войтенко B.C. Прикладная геомеханика в бурении. М.: Недра, 1990.-252 с.

21. ВРД 39-1.4-060-2002. Рекомендации по интенсификации притока газа в скважинах, вскрывающих терригенные и карбонатные коллектора / ОАО «Газпром», ООО «ВНИИГАЗ». М., 2002. - 25 с.

22. Временная инструкция по проведению испытаний технологии реа-гентной разглинизации нефтяных скважин на месторождениях ПО «Удмурт-нефть». М.: МВГП «Плутон», 1992. - 100 с.

23. Газопроявления в скважинах и борьба с ними. А.И. Булатов, В.И. Рябченко, И.А. Сибирко, H.A. Сидоров. М.: Недра, 1969. 280 с.

24. Гинзбург H.H. Ближайшие задачи при решении важнейших проблем минералогии глин / Материалы совещания по исследованию и использованию глин, Львов, май июнь 1957 г. — Львов: Изд-во Львовского гос. университета. -1958.-С. 7-33.

25. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1971.-312 с.

26. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. М: Недра, - 1977. - 272 с.

27. Горькова И.М. Структурообразование глин и его исследование в инженерной геологии / Материалы совещания по исследованию и использованию глин, Львов, май июнь 1957 г. - Львов: Изд-во Львовского гос. университета. - 1958. - С. 280 - 290.

28. Грачев В.В. Исследование и разработка методов повышения герметичности заколонного пространства скважин: Дис. . канд. техн. наук. — М, 1981.-267 с.

29. Грачев В.В., Малеванский В.Д. Взаимодействие жидкости, затворе-ния с формирующимся скелетом цементного камня // Геология, бурение и разработка газовых месторождений. 1977. - № 13. - С. 24 - 26.

30. Грей Дж.Р., Дарли Г.С. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). Пер. с англ. М.: Недра, 1985. - 510 с.

31. Грим P.E. Минералогия глин: Пер. с англ. Изд.: Иностранная литература, 1959. -452 с.

32. Гульянц Г.М., Блощицын В.А. Особенности технологии бурения и крепления скважин на минеральные воды. М.: Недра, 1980. - 248 с.

33. Давление, инициируемое ускорением движения колонны труб в скважинах / В.В. Грачев, В.Д. Малеванский, В.З. Дигалев, Е.Г. Леонов // Нефтяное хозяйство. 1980. - № 11. - С. 19 - 22.

34. Дахнов A.B. Комплексное изучение фильтрационно-емкостных свойств на образцах в лабораторных условиях // Геология; геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2003. - № 8. - С 21 - 24.

35. Дашдамиров Ф.А., Шамсиев A.A. Причина прихвата инструмента при бурении // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1959. - № 12. - С. 15 -16.

36. Детков В.П., Кононцев А.И. Вопросы применения буферной жидкости с высокой энергией разрушения при цементировании скважин // Нефть и газ Тюмени. 1974. - № 14. - С. 23 - 26.

37. Жданов С.А. Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов: состояние, проблемы, перспективы // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 4.-С. 38-40.

38. Зайцев Ю.А., Кроль B.C. Кислотная обработка песчаных коллекторов. М.: Недра, 1972. - 170 с.

39. Замятченский П.А. Глины СССР. М.: Изд-во АН СССР. - 1935.359 с.

40. Ибрагимов JI.X., Мищенко И.Т. Интенсификация добычи нефти. -М.: Нефть и газ, 1996. 478 с.

41. Иванников В.И. Рекомендации по применению ванн при ликвидации прихватов бурильного инструмента в скважинах // Строительство »нефтяных и газовых скважин па суше и на море. 2003. - № 1. - С. 24 - 25.

42. Иванников В.И., Иванников И.В. Повышение эффективности ванн при> ликвидации прихватов бурильных труб // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2001. - № 2. - С. 17-19.

43. Иванников В.И., Иванников И.В. Декольматация продуктивных пластов в скважинах // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2010. - № 2. - С.24 -31.

44. Иванников В.И., Иванников И.В. О классификации прихватов в глубоком бурении // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.- 2010. -№ 11.-С. 24-26.

45. Иванов С.И. Интенсификация притока нефти и газа к скважинам: Учеб. пособие. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр, 2006. - 565 с.

46. Иванников В.И., Кучеренко Э.И., Мнхлнн Л.П. Аналитическое исследование процесса фильтрации бурового раствора из скважины в пласт / Докл. АН СССР. 1986., т. 290. - № 5. - С. 1072 - 1076.

47. Из опыта крепления нефтяных скважин в Татарии / И. С. Катеев, И.Г. Юсупов, Р.Х. Ибатуллин и др. Казань: Татарское книж. изд - во, 1981. - 104 с.

48. Инструкция по борьбе с прихватами колонн труб при бурении скважин. М.: Недра, 1976. - 67 с.

49. Исследование глин и новые рецептуры глинистых растворов / В.Д Городнов, В.Н Тесленко, И.М. Тимохин, П.И. Колесников, Б.К. Челомбиев. -М.: Недра, 1975. - 272 с.

50. Казарян В.П. Разработка технологий повышения продуктивности скважин с использованием реогентных методов разглинизации: Дис. . канд. техн. наук. -М.: ВНИИГАЗ, 1995. 131 с.

51. Калинко М.К. Методика исследования коллекторских свойств кернов. М.: Гостоптехиздат, 1963. - 224 с.

52. Касперский Б.В. Проникновение твердой фазы буровых растворов в пористую среду // Нефтяное хозяйство. 1971. - № 9. - С.30 - 32.

53. Ковязин Н.И., Исаев Ю.Н. Методика оценки качества цементирования обсадных колонн по данным АКЦ / БП «Тюменбургаз». Н. Уренгой, 1997.-6 с.

54. Кошелев H.H., Самотой А. К. Инструкция по установке ванн для ликвидации прихватов. Краснодар: ВНИИКРнефть, 1973. - 21 с.

55. Кравченко Б.И., Тюменцев B.JL Пути повышения эффективности освоения трещиноватых коллекторов. Минск: Госплан БССР. Белорусский НИИ научно - технической информации и технич. - эконом, исследований, 1985.-23 с.

56. Крепление газовых скважин в условиях АВПД / У.Д. Мамаджанов, Т.Р. Хасапов, Л.А. Абрамович, B.C. Екшибаров // Обз. информ. Газовая промышленность. Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. М. -1980. Вып. № 3. - 49 с.

57. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приёмистости скважин. М.: Недра, 1985. 184 с.

58. Крылов В.И., Крецул В.В. Совершенствование заканчивания скважин методами химической очистки призабойной зоны ствола // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2004. - № 11. - С. 40 -45.

59. Лазаренко Е. К. Некоторые вопросы изучения глинистых минералов и глин / Материалы совещания по исследованию и использованию глин, Львов, май июнь 1957 г. - Львов: Изд-во Львовского гос. университета. — 1958.-С. 34-41.

60. Леонов Е.Г., Войтенко B.C. О физико-химическом воздействии бурового раствора на напряженно-деформированное состояние горных пород в стенках скважин // Изв. ВУЗ. Геология и разведка. 1977. - № 3. - С. 117 -121.

61. Ликвидация прихватов колонн труб с помощью ванн из раствора виннокаменной кислоты / И.П. Пустовойтенко, Р.Г. Шабанова, Ю.М. Новиков, Н.И. Теслюк // Реферативный науч. техн. сб. Сер. Бурение. - М.: ВНИИОЭНГ, 1974. - № Ю. - С. 36 -37.

62. Линевский A.B. Опыт бурения на Небит-Даге. // Нефтяное хозяйство. 1945. -№ 7. - С. 14-19.

63. Мамаджанов У.Д. Фильтрация глинистых и цементных растворов. -Ташкент: Наука, 1963. 186 с.

64. Методика оперативной оценки эффективности составов жидкостей для разглинизации пористых образцов / Е.А. Рогов, В.В. Грачёв, Е.Г. Леонов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1999. - № 1-2.-С. 29-32.

65. Минц Д.М., Мельцер B.C. Гидравлическое сопротивление зернистой пористой среды в процессе кольматажа. Докл. АН СССР, 1970, т. 192. -№2.-С. 304-306.

66. Михайлов H.H. Изменение физических свойств горных пород в околоствольных зонах. М.: Недра, 1987. - 152 с.

67. Мусабиров М.Х. Технологии обработки призабойной зоны нефтяного пласта в процессе подземного ремонта скважин. М.: ОАО «ВНИИОНГ», 2002. - 224 с.

68. Новиков B.C. Устойчивость глинистых пород при бурении скважин. -М.: Недра, 2000.-270 с.

69. О количественной оценке влияния буровых растворов на проницаемость призабойной зоны скважины / Н.М. Касьянов, В.Ф. Штырлин, Р.К. Рахматулин // Нефтяное хозяйство. 1974. - № 4. - С.

70. Определение площади контакта УБТ со стенкой скважины / П.П. Макаренко, А.Я. Мандель, В.Г. Гераськин, Е.Б. Проселков // Газовая промышленность. 1997. - № 1. - С. 22 - 23.

71. Осипов В.И. Природа прочностных и деформационных свойств глинистых пород. М.: Изд-во МГУ, 1979. - 232 с.

72. Осложнения при бурении глубоких скважин в Ставропольском крае и борьба с ними / Е.А. Лебедев, В.Д. Барановский, П.И. Колесников, Б.К. Че-ломбиев, С.И. Антаманов // Тематический науч.-технич. обз. Сер. Бурение. -М.: ВНИИОЭНГ, 1974. 87 с.

73. Паникаровский В.В. Методы оценки кислотного воздействия на призабойную зону скважин // Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ИРЦ Газпром, 2001. - 29 с.

74. Патент РФ 58709, G 01 N 19/02. Устройство для определения коэффициента трения фильтрационной корки / Е.А. Рогов (Россия). Заявл. 10.07.2006. Опубл. 27. 11. 2006. Бюл. № 33.

75. Патент РФ 2309175, С09К 8/528. Буферная жидкость / Е.Г. Леонов, Е.А. Рогов, К.И. Джафаров, В.И. Нифантов., Л.Н. Литвинов (Россия). Заявл. 22. 12. 2004. Опубл. 27. 10. 2007. Бюл. № 30.

76. Патент РФ № 2374296, С09К 8/528. Состав ванны для ликвидации прихвата трубных колонн / Е.А. Рогов (Россия). Заявл. 04.07.2007. Опубл. 27.11.2009. Бюл. №33.

77. Патент РФ № 2374297, С09К 8/528. Состав ванны для ликвидации прихвата трубных колонн / Е.А. Рогов (Россия). Заявл. 04.07.2007. Опубл.2711.2009. Бюл. №33.

78. Патент РФ № 96962, G01N 1/00, B01D 24/04. Установка для проведения исследований / Е.А. Рогов (Россия). Заявл. 29.032010. Опубл.2008.2010. Бюл. №23.

79. Пеньков А.И., Лукьянов В.А. Прихват инструмента и оценка свойств промывочных растворов // Тематический науч. технич. обз. Сер. Бурение. - М.: ВНИИОЭНГ. - 1965. - № 3. - С. 3 - 6.

80. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08 624 - 03). Серия 8. Вып. № 4 /Колл. авт. - М.: ГУБ «Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2003. -312 с.

81. Предохранение и восстановление проницаемости призабойной зоны при разработке месторождений Западной Сибири /В.А. Шумилов, В.Н. Аристов, H.A. Григорян // Обзор, инфор. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. - 55 с.

82. Предупреждение и ликвидация осложнений в бурении / Н.М. Шер-стнев, Я.М. Расизаде, С.А. Ширинзаде.-М.: Недра, 1979. 304 с.

83. Применение различных методов воздействия на пласт и призабой-ную зону скважин / В.И. Тимонин, Т.Т. Демко, Б.Т. Муллаев // Тематический науч. технич. обз. Сер. Нефтепромысловое дело. - М., ВНИИОЭНГ, 1974. -38 с.

84. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: Справочник / Г.З. Ибрагимов, К.С. Фазлутдинов, Н.И. Хисамутдинов. -М.: Недра, 1991.-384 с.

85. Пустовойтенко И.П. Предупреждение и ликвидация аварий в бурении. М.: Недра, 1988. - 279 с.

86. Разработка новой буферной жидкости для цементирования скважин / Е.А. Рогов, В.В. Грачёв, Е.Г. Леонов, В.В. Вялов, В.Ф. Янкевич // Бурение и нефть. 2003. - № 9. - С. 22-25.

87. РД 39 00147001 - 767 - 2000. Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин / ОАО «Газпром», ОАО НПО «Бурение». - М.: 2000. -277 с.

88. Ребиндер П.А. Физико-химическая механика дисперсных структур. М.: Недра, 1968.-400 с.

89. Ржевский В.В., Новиков Г.Я. Основы физики горных пород. М.: Недра, 1973.-211 с.

90. Рогов Е.А. Выбор буферных жидкостей при цементировании газовых скважин // Газовая промышленность. 2008. - № 2. - С. 54 - 56.

91. Рогов Е.А., Леонов Е.Г. Выбор состава жидкостных ванн для ликвидации прихватов трубных колонн // Бурение и нефть. 2006. - № 4. - С. 11 - 14.

92. Роджерс С.Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей для бурения нефтяных и газовых скважин. Пер. с англ. М.: Недра, 1967. - 599 с.

93. Рябченко В. И. Управление свойствами буровых растворов. -М.: Недра, 1990.-231 с

94. Самотой А.К. Предупреждение и ликвидация прихватов труб при бурении скважин. М.: Недра, 1979. - 182 с.

95. Самотой А.К. Прихваты колонн при бурении скважин. — М.: Недра, 1984. 204 с.

96. Саушин А.З. Развитие научных основ и создание новых технологий повышения эффективности эксплуатации крупных месторождений серо-водородсодержащих природных газов: Дисс. .докт. техн. наук. М.: 2001. -324 с.

97. Сергиенко В.Н. Технология воздействия на призабойную зону пластов юрских отложений Западной Сибири. СПб.: ООО «Недра», 2005. -207 с.

98. Свихнушин Н.М., Тур В.Д. Влияние твердой и коллоидной фаз на снижение проницаемости призабойной зоны пласта // Тематический науч. -технич. обз. Сер. Бурение. 1965. - № 1. - С. 17 - 18.

99. Сибирко А. И. Исследование некоторых причин возникновения газопроявлений после цементирования скважин: Дис. . канд. техн. наук. — М.: 1970. 141 с.

100. Сидоров H.A., Ковтунов Г.А. Осложнения при бурении скважин. -М.: Недра, 1959.-200 с.

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

102. Смыв корок промывочных растворов буферными жидкостями / A.C. Платонов, Е.Г. Леонов, В.В. Грачев // Газовая промышленность. 1979. - № 6. - С. 27 - 30.

103. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин / А.И. Булатов, Л.Б. Измайлов, В.И. Крылов, Е.М. Левин, А.И. Овечкин. М.: Недра, 1981.-240 с.

104. Справочник по сопротивлению материалов / Г.С. Писаренко, А.П. Яковлев, В.В. Матвеев. Киев: Наукова думка, 1976. - С.704.

105. Справочное руководство по тампонажным* материалам / B.C. Да-нюшевский, P.M. Алиев, И.Ф. Толстых.-М.: Недра, 1987. 367 с.

106. Стенд для исследования разрушения глинистой корки кислотными смесями / Г.Н. Протасов, М.М. Абдуллаев, М.Н. Азим-Заде, A.B. Вимберг, К.А. Соколова, Д.А. Шахбазов // Инф. науч.-техн. сб. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1967. - Вып. № И. - С. 10-11.

107. Тарасевич Ю.И., Овчаренко Ф.Д. Адсорбция на глинистых минералах. Киев: Наукова*думка, 1975. - 245 с.

108. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации/ Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов. М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2000. - Т. 1. - 510 с.

109. Токунов В.И., Саушин А.З. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин. М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2004. - 711 с.

110. Удаление фильтрационных корок кислотной ванной / Н.С. Сулей-менов, М.А. Мосесян, В.М. Подгорнов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2007. - № 2. - С. 45 - 49.

111. Удаление фильтрационной корки со стенок скважины химическим способом / Е.П. Ильясов, Ю.И. Терентьев, В.И. Карпов, Б.А. Акулов // Тематический науч. технич. обз. Сер. Бурение. - М.: ВНИИОЭНГ, 1973. - № 3. -С. 18-22.

112. Усталостная прочность стенок скважин / Н.С Тимофеев, Р.Б. Ву-гин, P.C. Яреймечук. М.: Недра, 1972. -210 с.

113. Устойчивость стенок скважин / М.К. Сеид-Рза, Ш.И. Исмаилов, Л.М. Орман. М.: Недра, 1981. - 176 с.

114. Уханов Р.Ф. Совершенствование технологии применения буферных жидкостей // Тематический науч.- технич. обз. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1977. - 52 с.

115. Уханов Р.Ф., Баринов В.Н., Маслиенко В.Е., Байков О.Н. Оценка эффективности буферных жидкостей // Тр. ВНИИКРнефть. «Техника и технология промывки и крепления скважин», Краснодар. 1975. — Вып. № 9. -С. 128- 135.

116. Хавкин А.Я. Влияние глинистых минералов на эффективность технологических операций в скважинах // Бурение и нефть. 2002. - № 12. -С. 12-14.

117. Шадрин Л.Н. Регулирование свойств тампонажных растворов при ■ цементировании скважин. М.: Недра, 1969. - 240 с.

118. Шамина Т.В. Применение новых эффективных буферных жидко-стей-залог качественного цементирования обсадных колонн // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2008. - № 9. - С. 39-41.

119. Шарафутдинова Р.З. Проблемы технических и теоретических подходов к проблеме сохранения устойчивости глинистых отложений в процессебурения // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2008.-№ 11.-С. 21-26.

120. Шарипов А.У., Клявин Р.М., Хангильдин Г.Н. Исследование раз-мываемости фильтрационной глинистой корки в различных жидкостях // Тр. БашНИПИнефть «Техника и технология бурения нефтяных скважин», Уфа. -1974. Вып. № 36. - С. 148 - 153.

121. Шацов Н.И. Бурение нефтяных скважин. M. - JI.: Гостоптехиз-дат, 1944.-Т.1.-309 с.

122. Шерстнев Н.М., Григорян А.А. Исследование влияния сил взаимодействия на прихваты труб // Нефтяное хозяйство. 1966. - № 10. - С. 16 -20.

123. Шищенко Р.И. Влияние циркуляции на показатель водоотдачи глинистых растворов / Р.И Шищенко, А.М. Аванесова // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1955. - № 8. - С. 14-18.

124. Яремийчук P.C., Качмар Ю.Д. Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин. Львов: Вища шк., изд-во при ЛГУ, 1982. - 150 с.

125. Ясов В.Г., Мыслюк М.А. Осложнения в бурении: Справочное пособие. М.: Недра, 1991.-334 с.

126. Экспресс-метод оценки эффективности моющих свойств буферных жидкостей / В.Е. Ахрименко, В.Н. Баринов, Т.В. Шамина // Тематический науч.- технич. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1978. - Вып. № 9. - С. 26-27.

127. Эффективность вытеснения бурового раствора из каверн / Е.П. Ильясов, В.Г. Смолянинов, Ю.И. Терентьев // Нефтяное хозяйство. 1972 -№ 8. - С. 24-28.

128. Crowe C.W., MartinR.C., Michaelis А.М. Evaluation off acid gelling agents for use in well stimulation // Society of Petroleum Engineers J., 1981- vol. 21.-№4.-P. 415-424.

129. Haden E.L., Welch G. R. How to prevent differential pressure sticking of drill pipe // Oil and Gas J., 1961. - 3/1V, vol. 59. - № 14. - P. 214 - 219.

130. Helmick W.E., Longley A,J. Pressure differential sticking of drill pipe // Oil and Gas J., 1957. - 17/1V, vol. 55. - № 24. - P. 132 - 136.

131. Iuprasert M.S. Bullhead acidizing succeeds offchore California // Oil and Gas J., 1994. № 15. - P. 47 - 52.

132. Peterson G. Untersuchungtn zur Entfennung von Spulungsfil terkuchen bei Ringraumzementationen // Bergbauwissensehaften/ 1961. - № 1. - S. 24 -29.

133. Подробное наименование внедренной разработки:

134. Наименование предприятия*, где проведено внедрение:

135. Филиал «Тюменбургаз» (ООО «Бургаз»).

136. Основные результаты внедрения:

137. Начальник производственно-технического отдела1. С. В. Петров