Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка технологических рекомендаций для вскрытия сложнопостроенных залежей углеводородов горизонтальными скважинами

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка технологических рекомендаций для вскрытия сложнопостроенных залежей углеводородов горизонтальными скважинами"

УДК 622.243.24

На правах рукописи

гс/у

ЮДИН АЛЕКСЕЙ ВАЛЕРЬЕВИЧ

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕКОМЕНДАЦИЙ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 9 НОЯ 2012

Ухта-2012

005055904

005055904

Диссертация выполнена на кафедре бурения нефтяных и газовы скважин Ухтинского государственного технического университета. Научный руководитель: Светлана Александровна Кейн

- кандидат технических наук, доцент Официальные оппоненты: Иван Емельянович Долгий

- доктор технических наук, профессор, Национальный минерально-сырьевой универ« тег, «Горный», профессор кафедры "Строитель^ во горных предприятий и подземны сооружений".

Василий Вячеславович Дуркин

- кандидат технических наук, филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта, начальник лаборатории «Буровые материалы, промывка и

заканчивание скважин».

Ведущая организация:

ФГАОУ ВПО «Северный (Арктический) федеральный университет имени М. В. Ломоносова»

Защита состоится 13 декабря 2012 года в 10 часов на заседании диссертаци онного совета Д 212.291.01 при Ухтинском государственном техническом уни верситете по адресу: 169300 г. Ухта Республики Коми, ул. Первомайская, 13.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Ухтинского государст венного технического университета.

Автореферат разослан 9 ноября 2012 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212.291.01,

кандидат технических наук, профессор -.-.-л-«<¿1 н. М. Уляшева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность работы

Вскрытие сложнопостроенных продуктивных залежей, осложненных терри-генными, солевыми и терригенно-солевыми породами, а также аномально низкими пластовыми давлениями, требует нестандартных подходов при строительстве скважин, их промывке и креплении.

Практика и теоретические исследования показывают, что скважины с большой протяженностью горизонтального участка эффективно могут быть использованы для целей доразведки, разработки и доразработки на большинстве газовых и нефтегазовых месторождениях, в том числе сложнопостроенных залежей углеводородов, а также залежей с аномально низкими пластовыми давлениями.

Примером такого рода месторождений является Чаяндинское нефтегазокон-денсатное месторождение Республики Саха, в геологическом отношении которое можно отнести к сложнопостроенным месторождениям, осложнённым аномально низкими пластовыми давлениями и терригенно-солевыми породами. В связи с изложенным, применение скважин с горизонтальным окончанием в продуктивном пласте является целесообразным.

Принятая в настоящее время конструкция скважин с одноразмерной эксплуатационной колонной в горизонтальном стволе, имеющим значительную длину, не является, на наш взгляд, оптимальной. Накапливающийся по всей длине горизонтального ствола флюид позволяет применять разные диаметры эксплуатационной колонны на разных участках.

Задача строительства горизонтальных скважин, осложненных присутствием потенциально неустойчивых пород и аномально низкими пластовыми давлениями, требует сохранения фильтрационно-ёмкостных свойств продуктивных пластов, качественной промывки ствола и обеспечения устойчивости терригенно-солевых отложений. Цель работы

Разработка технологических рекомендаций для вскрытия сложнопостроенных залежей углеводородов горизонтальными скважинами.

Основные задачи исследований

1. Анализ теории и практики вскрытия продуктивных пластов горизонтальными скважинами в осложнённых горно-геологических условиях.

2. Научно-методическое обоснование оптимизации конструкции эксплуатационной колонны в горизонтальных скважинах и моделирование экспериментальных исследований.

3. Обоснование и выбор буровых растворов для вскрытия терригенно-солевых отложений, а также продуктивных пластов скважинами с большой протяжённостью горизонтального участка.

4. Разработка технико-технологических решений по креплению горизонтального ствола обсадными колоннами.

Научная новизна

1. Установлено, что в скважинах с протяженным горизонтальным участком «телескопическая» колонна имеет большую растянутую часть по сравнению с одноразмерной, таким образом, снижается риск недопуска колонны до конечного забоя.

2. Установлено, что модифицированная резиновая крошка способствует образованию непроницаемой зоны кольматации для пласта с раскрытостью трещин до 0,03 мм и создает сопротивление течению раствора при большей раскрытости трещин.

3. Определена степень влияния гидрофобных смазочных материалов на модификацию тонкодисперсной резиновой крошки, повышающей качество вскрытия трещинно-порового коллектора, и возможность использования для этой цели полигликолей.

4. Установлено, что устойчивость по отношению к водным растворам хемо-генных и хемогенно-терригенных отложений можно обеспечить комбинированными ингибиторами, содержащими силикат натрия и полигликоль в соотношении 1:1.

Основные защищаемые положения

1. Методика расчёта телескопической эксплуатационной колонны в горизонтальном стволе большой протяжённости, основанная на методе фильтрационных сопротивлений, предложенном Ю. П. Борисовым, позволяет оптимизировать конструкцию скважины для переменного по длине притока газа из пласта.

2. Модификация резиновой крошки обеспечивается химическими реагентами с преимущественно гидрофобными свойствами. Модифицированный материал создает малопроницаемую зону кольматации в трещинно-поровом коллекторе при раскрытости трещин до 0,03 мм.

3. Стабильность хемогенных и хемогенно-терригенных отложений можно обеспечить водными растворами без насыщения их солями использованием комбинированного ингибитора, содержащего жидкое стекло и полигликоль. Практическая значимость

1. Методика расчета длин и диаметров секций телескопической эксплуатационной колонны в протяжённом горизонтальном стволе для газовых месторождений обеспечивает оптимизацию конструкции скважины.

2. Применение буровых растворов повышенной смазочной, ингибирующей и кольматирующей способности позволит обеспечить качественное вскрытие продуктивных пластов и спуск обсадных колонн в горизонтальных скважинах.

3. Использование комбинированных ингибиторов, содержащих жидкое стекло и полигликоль, обеспечит сохранение стабильности в потенциально неустойчивых горных породах.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на научно-технической конференции преподавателей и сотрудников (2011 г.) и на международной научно-технической конференции «Севергеотех» (2012 г.) при Ухтинском государственном техническом университете; на IX научно-практической конференции «Ашировские чтения» (2012 г.); научно-производственых совещаниях в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта и ЗАО «ЭкоАрктика» ООО «Газпром бурение» филиала «Ухта бурение» (2012 г.).

Результаты работы использовались при разработке дипломных работ и магистерских диссертаций на кафедре бурения Ухтинского государственного технического университета. Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения, библиографического списка из 119 наименований и 2 приложений, содержит 161 страницу текста, включая 48 рисунков и 36 таблиц. Публикации

Основные результаты исследований опубликованы в 7 статьях, в том числе 6 в изданиях, рекомендованных ВАК РФ. Благодарности

Автор выражает благодарность научному руководителю доценту, кандидату технических наук Светлане Александровне Кейн за постоянный контроль и неоценимую помощь в подготовке работы.

Автор признателен ректору Ухтинского государственного технического университета, профессору, доктору технических наук Николаю Денисовичу Цхадая за создание оптимальных условий для подготовки работы.

Автор благодарен кафедре бурения Ухтинского государственного технического университета, и лично кандидату технических наук, доценту Ю. Л. Логачёву, кандидату технических наук, профессору Н. М. Уляшевой, доктору технических наук, профессору И. Ю. Быкову за консультации и советы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении изложена актуальность диссертационной работы.

В первой главе проведен анализ теории и практики вскрытия продуктивных пластов горизонтальными скважинами в осложненных условиях.

Среди работ, выполненных в этом направлении, следует отметить исследования ученых, а именно, Александров М. М., Алиев 3. С., Ахмадеев Р. Г., Басарыгин Ю. М., Борисов Ю. П., Близнюков В. Ю., Булатов А. И., Буслаев В. Ф., Гукасов Н. А., Гулизаде М. П., Деминская Н. Г., Дуркин В. В., Есьман Б. И., Калинин А. Г., Кейн С. А., Леонов Е. Г., Логачев Ю. Л.,

Лукьянов В. Т., Михеев М. А., Мовсумов А. А., Олдройд Д., Осипов П. Ф., Патракова Е. Е., Пилатовский В. П., Повалихин А. С., Проселков Ю.М., Пятибрат В. П., Сулакшин С. С., Султанов Б. 3., Уляшева Н. М., Шмидт А. П., и многих других.

Авторами отмечается целый ряд проблем, возникающих при строительстве горизонтальных скважин в осложнённых условиях. Среди них одна из важнейших - это проблема оптимизации конструкции эксплуатационной колонны скважины и спуска обсадной колонны в горизонтальные участки. Кроме того, значительную роль в эффективности проводки скважин в сложных горно-геологических условиях, в том числе при спуске обсадных колонн, играет оптимизация технологии буровых растворов.

Вторая глава посвящена разработке научно-методических основ оптимизации конструкции эксплуатационной колонны скважины и моделирования экспериментальных исследований.

Для оптимизации конструкции скважины выполнен анализ методов математического моделирования притока газа к длинному горизонтальному стволу. Установлено, что наиболее простой и эффективный способ оценки притока газа к горизонтальному стволу, это метод фильтрационных сопротивлений, предложенный Ю. П. Борисовым.

Принятый подход позволил разработать методику расчета конструкции эксплуатационной колонны, состоящей из секций разного диаметра - «телескопической» эксплуатационной колонны (термин использован В. Ф. Буслаевым в 2001 г.).

Задача решена при следующих допущениях: горизонтальная скважина переменного радиуса гс(х) пробурена в пласте толщиной И. Контур питания двухсторонний с расстоянием Лк.

Фильтрация считается стационарной и приток флюида на участке скважины (1х для газовой скважины определяется по методу, фильтрационных сопротивлений. Расчётная схема задачи приведена на рисунке 1.

2

г

Кровля /-

Рпл

Подошв;)

У//

О

АУ / / /.¿-"у. Кровля ...../.../..

ТТ7~7Т7~Т7~Г7

У Подошв.)

Рг. И,1Ч

•у // С////////////У///

сЗО{х)

-

_<*х Гс(х)

777777777777777777777777"

Рисунок 1 - Схема выбора диаметров телескопической эксплуатационной

колонны

С учётом функции Лейбензона, приток газа на бесконечно малом участке с!х определяется по формуле:

с1(2т(х)_2лк 1 -/;?(*)) рсттст

сЬс

И 2

к — + 1п-

И 2лгс (х)

РТ

(1)

где (¿„, (х) - массовый расход газа, кг/с; рст — плотность газа при стандартных условиях, кг/м3; Г',т = 0,1013 МПа — давление соответствующее стандартным условиям; Тт — пластовая температура, К; Тст=29УК — температура при стандартных условиях; гс (х) — радиус скважины, размер которого изменяется поинтервально, м.

Градиент гидравлических потерь при движении флюида по стволу определяется по формуле:

аРс{х) _ Л р(х)у1(х) сЬс с!с(х) 2

где 1>(х) - средняя скорость движения потока в трубе, м/с; X - коэффициент гидравлических сопротивлений.

Таким образом, задача сводится к решению системы дифференциальных уравнений:

со следующими граничными условиями:

6(0) = 0; Рс(0) = Рпл-АРреп , при х=0

Полученная система уравнений решается методом Рунге - Кутта четвёртого порядка.

В связи с тем, что в диссертационной работе решалась комплексная задача обоснования состава бурового раствора с улучшенными смазочными свойствами для вскрытия продуктивного пласта и строительства скважин в терригенно-солевых отложениях, проведено моделирование основных процессов при фильтрации буровых растворов в призабойной зоне пласта (ПЗП). Основной объём экспериментальных работ по отработке составов буровых растворов проведен с использованием современных приборов, входящих в комплект стандартных лабораторий. Это - реометр Рапп и фильтр-пресс Вагчмс!. Для оценки фильтрационных потерь при высоких температурах и давлениях использовался пресс-фильтр НРНТ ОР1, снабжённый керамическими дисками. Смазочные свойства буровых растворов оценивались с использованием машины трения ОР1ТЕ, устройства СВС-25 и прибора «Машина трения» (МТ), разработанного на кафедре бурения Ухтинского государственного технического университета Р. Г. Ахмадеевым и И. В. Куваевым на основе стандартного прибора СНС-2.

Для исследования фильтрационных потоков при вскрытии порово-трещинных коллекторов использовалась установка, моделирующая течение жидкости по единичной трещине, предложенная Н. М. Уляшевой и Е. Е. Патраковой. В разработанной установке был реализован принцип сообщающихся сосудов. Используя известные формулы для расчета гидродинамических параметров при ламинарном течении вязкопластичной жидкости в щелевом канале, можно оценить не только кинетику фильтрации, но и проницаемость единичной трещины Ктр :

где 1>ср - средняя скорость движения жидкости, мкм/с; ц — вязкость жидкости, Па" с; АР - перепад давления, Па; Ь - длина трещины, мкм.

Степень снижения проницаемости Кот„ определяется отношением:

^отн- ^ тр/ (5)

где К'тр — истинная проницаемость трещины, рассчитанная по её раскрытости.

Для оценки результатов экспериментальных исследований по определению остаточного загрязнения пласта использован статистический метод обработки.

Третья глава посвящена обоснованию технологии буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов горизонтальными скважинами, осложненных терригенно-солевыми отложениями.

Как показывает мировая практика строительства нефтяных и газовых скважин, все большее значение приобретает использование в качестве циркуляционного агента буровых растворов с низким содержанием коллоидной фазы (малоглинистые и «безглинистые» буровые растворы). Это объясняется, прежде всего, улучшением условий работы породоразрушающего инструмента, связанного с очисткой забоя и выносом шлама на поверхность и проявлением эффекта Томса при высоких скоростях движения жидкости (например, в насадках долот), возможностью более полной утилизации отработанной буровой жидкости, а также возможностью адаптации такого раствора к изменяющимся условиям бурения. Однако наибольший интерес представляет использование таких систем в условиях нестабильности ствола скважин и вскрытия продуктивных пластов. Строительство скважин в условиях залегания глинистых и глинисто-солевых пород сопровождается различными осложнениями, связанными как с действием горного давления, так и с их физико-химической активностью по отношению к компонентам буровых растворов. Известным способом предупреждения осложнений в таких условиях является повышение плотности бурового раствора. Однако выбор плотности осложняется при переслаивании глинистых и глинисто-солевых пород с проницаемыми разностями, в которых вполне возможны дифференциальные прихваты.

В последнее десятилетие большое внимание уделено минеральному составу фильтрата буровых растворов как способу уравнивания химических потенциалов. Для этой цели может использоваться неорганический электролит, в частности хлорид калия, хлориды и сульфаты кальция и магния. Ингибирующий эффект ряда неорганических электролитов, таких как диаммонийфосфат и силикаты натрия и калия, проявляется в изменении поверхностных свойств глинистой породы и кольматации существующих каналов фильтрации в литифицированных породах. Однако они, скорее всего, должны быть исключены при одновременном вскрытии неустойчивых пород и продуктивных пластов.

Положительное влияние оказывают полимерные реагенты, которые не только стабилизируют буровой раствор, но и снижают проницаемость сланца и образуют на их поверхности (особенно в набухающих разностях) защитную оболочку. В этом случае ингибирующий эффект достигается либо капсулированием глинистой породы в результате адсорбции высокомолекулярных полимеров, либо повышением минерализации водной фазы и изменением обменного комплекса использованием неорганических ингибиторов, либо гидрофобизацией поверхности горной породы органическими реагентами такими как полигликоли и гидро-фобизующие кремнийорганические жидкости.

В последние годы для вскрытия глинистых пород и продуктивных пластов используются полимер-калиевые буровые растворы различного компонентного состава в зависимости от условий применения. Основными гелеобразователями в таких системах являются биополимеры (ксантановые смолы) и крахмальные реагенты. Иногда для усиления ингибирующего эффекта в состав раствора вводят полиакриламид (набухающие глины) или полигликоль, а также их аналоги при вскрытии литифицированных глин и продуктивных пластов.

При решении задачи обоснования состава бурового раствора для условий, осложнённых агрессией хемогенных пород, были исследованы промывочные жидкости различного состава (всего 16 растворов на водной основе). Основные из них представлены в таблице 1.

Название бурового раствора Составы буровых растворов (% масс.)

Полимер-солевой безглинистый ПАА (0,3) + сульфат алюминия (2,0) + жидкое стекло (1,5) + мел (5,0)

Полимер-калиевый безглинистый Barazan (0,4) + кальцинированная сода (0,2) + гидроокись калия (0,2) + хлорид калия (5,0) + крахмал Фито-РК (0,5) + РАС R (0,2) + РАС SL (0,2) + мел (5,0) + пеногаситель

Ингибирующий хлоркалиевый глинистый Бентонит (4,0) + гидроокись калия (0,6) + хлорид калия (5,0) + ФХЛС (1,0) + ОЭЦ (0,5) + пеногаситель

Гидрогель алюминия Сульфат алюминия (15,0) + щелочная затравка (суспензия палыгор-скита в растворе каустической соды) + крахмал Фито-РК (1,5) + ОЭЦ (0,6) + пеногаситель

Полимер-глинистый пресный Бентонит (1,0) + кальцинироваштая сода (0,5) + гидроокись натрия (0,5) + крахмал Фито-РК (0,5) + РАС R (0,2) + РАС SL (0,2) + пеногаситель

Малоглинистый полимер-хлоркалиевый Бентонит (2,0) + гидроокись калия (0,6) + хлорид калия (5,0) + ПАА (0,4) + РАС R (0,2) + КМЦ (0,5)

Полимер-глинистый с комбинированным ингибитором Бентонит (0,5) + кальцинированная сода (0,5) + Barazan (0,3) + крахмал Фито-РК (0,5) + РАС R (0,2) + РАС SL (0,2) + жидкое стекло+полнгликоль + пеногаситель

Соленасыщенный по хлориду натрия Кальцинированная сода (0,5) +хлорид натрия (30,0) + крахмал Фито-РК (1,5) + ОЭЦ (1,5) + пеногаситель

По результатам исследования рассмотренные буровые растворы можно выстроить в следующий ряд в порядке убывания по устойчивости: -к галлоидной агрессии:

полимер-глинистые, обработанные водорастворимыми полисахаридами, с комбинированным ингибитором; соленасыщенные буровые растворы; гидрогель алюминия и хлоркалиевые глинистые растворы; полимер-солевые и полимер-калиевые с водорастворимыми полисахаридами; полимер-калиевые и полимер-глинистые;

-к сульфатной агрессии:

гидрогель алюминия; полимер-глинистые, обработанные водорастворимыми полисахаридами, с комбинированным ингибитором; полимер-солевые и соленасы-

щенные по хлориду натрия; хлоркалиевые глинистые, полимер-калиевые и полимер-глинистые.

Полученные результаты позволили сделать вывод об эффективности использования полимер-глинистого раствора с добавками жидкого стекла и полигликоля, обработанного водорастворимыми полисахаридами (биополимерами, крахмальными реагентами и эфирами целлюлозы) для вскрытия хемогенных пород. Присутствие ингибиторов гидратации глин позволяет предполагать, что такие циркулирующие агенты положительно повлияют и на устойчивость глинистых пород, в том числе повышенной солености.

Изменения объёмов искусственных образцов галита в безглинистых буровых растворах, обработанных различными ингибиторами, представлены на рисунке 2.

(О ю о

(U К X о

3

л X

f — уУ"?

"^-р.ОД.1

- K.C'L-2 5° 11 полипотко.и.- 1"о

/ ".5° о+пошптшкощ.-10 г.

,/S /

-

2 о Н1 к» *о -if> sc» i.ci "о so оо loo по но ио ио

Время, мин

Рисунок 2 - Изменение объема образцов галита при комбинированных обработках бурового раствора Комбинированная обработка позволяет сохранить стабильность образцов галита и без значительных расходов соли. Учитывая исследования, проведенные на кафедре бурения Н. М. Уляшевой и Н. Г. Деминской, по влиянию различных ингибиторов на устойчивость глинистых образцов различной степени литифика-ции, можно рекомендовать исследуемые составы для вскрытия терригенно-хемогенных пород.

При этом необходимо отметить, что механизм взаимодействия этих реагентов отличается: полигликоль — гидрофобизирует поверхность образца, а жид-

кое стекло - образует нерастворимые соединения (так называемая «силикатизация» поверхности).

Одновременно с проблемой устойчивости в работе решалась задача сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов, отличающихся по фильт-рационно-емкостным свойствам. Исследования проводились в развитии работ М. А. Михеева и Е. Е. Патраковой. Известно, что скорость кольматации и, соответственно, изменения пористости пласта зависит от активности твердой фазы и размеров дисперсных частиц, что оценивается параметром дисперсности Д но при равной дисперсности конденсированная фаза или активированный наполнитель обладают большей поверхностной активностью, а, следовательно, и коль-матирующей способностью.

Эта особенность была использована при создании кольматационного экрана в трещинно-поровом коллекторе, когда в качестве основного кольматанта применялась высокодисперсная резиновая крошка, предварительно обработанная (смоченная) в гидрофобных жидкостях для обеспечения предварительного набухания и агрегатирования, что обеспечивает не только снижение проницаемости зоны кольматации, но и, как показали промысловые результаты, ускорить процесс освоения скважины.

Влияние модифицированной резиновой крошки на скорость фильтрационного раствора по трещине приведено в таблице 2.

Анализ данных серии опытов по исследованию фильтрации полимерных растворов, обработанных резиновой крошкой и нефтью показал, что при введении в полимерный раствор данного наполнителя (1 %) резко снижается скорость фильтрации: при фильтрации глинистого раствора она составляет 0,3 м/с; полимерного 0,075 м/с; полимерного, обработанного резиновой крошкой, модифицированной нефтью 0,025 м/с; полимерного, обработанного известняковой мукой 0,024 м/с. При дальнейшем увеличении содержания резиновой крошки в растворе от 1 до 4% происходит незначительное уменьшение скорости фильтрации, а при увеличении концентрации нефти в растворе от 2,7 до 10% - увеличение скорости фильтрации.

Таблица 2 - Влияние модифицированной резиновой крошки на скорость фильтрации раствора по трещине.

Содержание добавки в полимерном растворе. Раскрытоеть трещины, мм. Скорость фштьтращт, м/с.

До обработки После обработки

Резиновая крошка-1% Нефть - 2,7% 0,01 0,0750 0,0250

0,02 0,0820 0,0240

.0,03 0,0930 0,020

0,04 0,1250 0,0650

0,09 0,3960 0,2470

0,13 0,6400 0,5860

Резиновая крошка-2% Нефть-5,3% 0,01 0,0750 0,0360

0,02 0,0820 0,0360

: 0,03 0,0930 0,0340

0,04 0,1250 0,0560

0,09 0,3960 0,2600

0,13 0,6400 0,5980

Резиновая крошка-3% Нефть-8% 0,03 0,0930 0,0470

0,04 0,1250 0,0620

0,09 0,3960 0,2800

0.013 0,6400 0,6150

Резиновая крошка-4% Нефть-10,7% 0,03 0,0930 0,0480

0,04 0,1250 0,0660

0,09 0,3960 0,3250

0,13 0,6400 0,6300

При этом модифицированная резиновая крошка способствует образованию непроницаемой зоны кольматации для пласта с раскрытостью трещин до 0,03 мм и создаёт сопротивление течению раствора при большей раскрытости трещин.

В качестве модифицирующих жидкостей использовались: нефть (для сравнения), керосин, глицерин, полигликоль, дизельное топливо, машинное масло, таловый пек и смазочные материалы, используемые для обработки буровых растворов: СОНБУР 1101, Глитал, ФК-2000. Как показали результаты исследований, представленные в таблице 3, наиболее активным модификатором является керосин, что связано с большим количеством легких фракций углеводорода, в

том числе ароматических. Из смазочных композиций наибольшее воздействие оказывает Глитал. Незначительно уступает ему обработка полигликолем. Таблица 3 - Влияние жидкой среды на степень набухания резиновой крошки.

Дисперсионная среда Резиновая крошка Степень набухания (%) за время (часы)

0,5 1,0 6,0 24,0

Полигликоль Монодисперсная 8,0 13,0 15,1 17,0

Полидисперсная 9,0 15,2 17,4 17,9

Керосин Монодисперсная 12,7 22,0 25,8 28,0

Полидисперсная 11,2 21,3 23,9 25,9

Машинное масло Монодисперсная 3,2 - - 10,0

Полидисперсная - - - 19,2

Глитал Монодисперсная 5,6 12,8 15,7 17,0

Полидисперсная 2,8 3,9 16,6 18,3

ФК-2000 Монодисперсная 0 0 1,2 1,6

Полидисперсная 0 0 0 0,8

Преимущество такого кольматанта перед карбонатным (например, мраморной крошкой) заключается в том, что практически не изменяется плотность бурового раствора, что очень важно при вскрытии пластов с невысокими пластовыми давлениями, в которых возможны одновременно и поглощения промывочной жидкости.

Как показали исследования, проведенные на образцах, имитирующих по-ровый коллектор, использование таких модифицированных добавок не дает стабильного результата по коэффициенту восстановления проницаемости. В связи с чем была изменена технология обработки буровых растворов.

На основе результатов собственных предварительных исследований и исследований, проведенных М. А. Михеевым, был определен круг растворов на водной основе плотностью не более 1060 кг/м3. Как и предполагалось, безглинистые полимерные растворы позволяют минимизировать отрицательное воздействие на призабойную зону продуктивного пласта, создавая тонкую малопроницаемую внутрипоровую корку (коэффициент восстановления проницаемости увеличивается в 2-3 раза по сравнению с глинистыми системами).

Усиливает этот эффект использование кольматирующих добавок с различным диаметром частиц. Например, при использовании мраморной крошки

коэффициент восстановления проницаемости достигает 0,88-0,91. Однако повышение содержания твердой фазы при обработке карбонатным кольматантом приводит к увеличению коэффициента трения, что соответственно приведет к росту сопротивлений при спуске обсадной колонны. В определенной степени этого можно избежать при обработке бурового раствора смазочными материалами и композициями.

В связи с этим был проведен комплекс исследований, позволивший оценить смазочную способность не только испытуемых буровых растворов, но и эффективность используемых смазочных материалов и реагентов. Результаты исследований представлены на рисунке 3.

н

к

я

X

(L) О.

н fX

<D

s Я"

я -е-

о «

¡J.H

& Буровой раствор

® Нефть {Pío)

ш Нефть ( 5%)

& Нефть {1%) i графит (1°о)

ss Нефть (5°о)+графи1

(Iй о)

ж "ATREN FK"+нефть

(Го)

ПСМС (О.!»«)

Буровой Буровой Буровой

раствор раствор раствор

№ 1 № 2 № 3

Рисунок 3 - Влияние специальных материалов на смазочные свойства буровых

растворов:

1 - биополимерный безглинистый раствор, ингибированный по хлориду калия и содержащий карбонатный кольматант;

2 - биополимерный безглинистый раствор, ингибированный по хлориду калия и содержащий модифицированную резиновую крошку;

3 - биополимерный безглинистый раствор с полигликолем, ингибированный по хлориду калия

Впервые в качестве смазочных добавок в безглинистых ингибирующих полимерных растворах были испытаны микросферы, используемые в тампонаж-ных жидкостях. Использование полых стеклянных микросфер (ПСМС) в концентрации 0,1% от объёма приводит к снижению коэффициента трения (Ктр) по сравнению с базовым растворами на 43,1, 46,1 и 50,6 % соответственно для всех трёх типов применяемых буровых растворов при исследовании на ВСВ-25 и на 53,1, 44,4 и 54,1 % - при исследовании на машине трения МТ.

Положительные результаты были получены при обработке безглинистого биополимерного бурового раствора полигликолем (рисунок 3, раствор №3).

При хорошей смазочной способности даже в отсутствии специальных материалов такие системы обеспечивают коэффициент восстановления проницаемости 0,85-0,87, что позволяет в дальнейшем предлагать их для вскрытия продуктивных пластов при отсутствии аномалий пластового давления. Возможность применения буровых растворов, обработанных смесью водорастворимых полисахаридов и ингибирующих добавок различной природы, без дополнительных кольматирующих добавок подтвердилась результатами исследований на пресс-фильтре НРНТ ОН.

Исключение составляет вскрытие высокопроницаемых пород, в которых требуется больший размер материалов, обеспечивающих создание низкопроницаемой прочной мембраны. Результаты исследований позволили выделить пределы проницаемости пород, в которых отсутствует необходимость обработки специальными кольматантами.

Четвертая глава посвящена рассмотрению вопроса оптимизации конструкции эксплуатационной колонны.

На примере Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения Республики Саха, которое в геологическом отношении можно отнести к сложно-построенным залежам с аномально низким пластовым давлением, выполнен расчет секций «телескопической» эксплуатационной колонны по методике представленной в Главе 2.

Эксплуатационная колонна в этом случае представлена ступенчатой конструкцией, диаметры элементов которой увеличиваются от конечного забоя по направлению к вертикальному стволу скважины.

Продуктивный пласт, расположенный на глубине 1760-1850 метров, предлагается вскрывать горизонтальным участком протяженностью 2000 м с зенитным углом 87,8 с целью доразведки и последующей эксплуатации.

Переход от одного диаметра эксплуатационной колонны к другому производится при достижении скорости движения потока газа критического значения, которое определено исходя из принятых на практике диаметров эксплуатационных колонн в зависимости от ожидаемого дебита газа по скважине.

На рисунке 4 приведено изменение скорости потока по длине ствола, при достижении критической скорости происходит смена диаметра колонны, и резкое падение скорости движения газа. В соответствие с графиком изменения скорости выбираются соответствующие диаметры «телескопической» колонны.

-Г-Т-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-!-1-1-1-:-,-1

° С О 8 с § 8 - ° X 5 ? Я Д '5 ? X £ 5 £ - п л-, -г г. о Г й 5. с -I н г. 4 3 Г Й о! о

Длина горизонтального участка, м.

Рисунок 4 - Изменение скорости потока газа в горизонтальном стволе

Конструкция эксплуатационной колонны, полученная на основе графика изменения скорости в горизонтальном стволе, приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Конструкция эксплуатационной колонны скважины с горизонтальным участком 2000 метров для Чаяндинского месторождения

Эксплуатационная колонна Диаметр, мм Длина по стволу, м

Первый участок (от забоя скважины) 114 1350

Второй участок 127 250 (от 1350 до 1600)

Третий участок 146 400 (от 1600 до 2000)

На рисунке 5 приведены гидравлические потери давления в «телескопической» и одноразмерной 114 мм колонне.

Длина горизонтального участка, м ~~ теческопнчеекая колонна . ........................ од нора¡мерная 114 мм колонна

Рисунок 5 — Гидравлические потери давления в горизонтальном стволе

Сравнение результатов расчета показывает, что в «телескопической» колонне гидравлические потери давления меньше. Расчеты также показывают, что при этом накопленный приток газа в обеих конструкциях при протяженности горизонтального участка 2000 метров практически одинаковый.

Для исследования влияния конструкции эксплуатационной колонны на величину доходящей до забоя нагрузки, использовалась методика расчета сил сопротивления и осевых усилий, возникающих при движении колонн в искривленных и гори-

зонтальном участках скважины, предложенная М.М. Александровым. Методика реализована в программном продукте "FORCE", разработанном В.Т. Лукьяновым на кафедре бурения УГТУ.

Расчеты выполнены для «телескопической» конструкции эксплуатационной и для одноразмерной колонны 146 мм, традиционной для газовых скважин. Результаты расчетов представлены в виде графиков на рисунках 6 и 7, где приведены осевые усилия и силы сопротивления, возникающие при спуске колонн в горизонтальную скважину при величине коэффициента сопротивления 0,3.

300

Длина по стволу, м Рисунок 6 - Зависимость осевой нагрузки от длины по стволу в горизонтальной скважине

Анализ зависимостей показывает, что величина растянутой части телескопической обсадной колонны больше, чем одноразмерной, а сила сопротивления меньше. Этот факт свидетельствует о том, что возможность допуска телескопической колонны до конечного забоя выше, чем одноразмерной.

Рисунок 7 - Зависимость силы сопротивления от длины по стволу в

горизонтальной скважине Основные выводы и рекомендации

1. Конструкцию эксплуатационной колонны предлагается усовершенствовать путем оптимизации диаметров и длин секций колонны. Разработана методика расчета «телескопической» эксплуатационной колонны, которая для случая притока газа в условиях Чаяндинского месторождения Республики Саха позволила обосновать следующую конструкцию на горизонтальном участке, диаметрами 1 14x127x146 мм, с соответствующими длинами 1350, 250 и 400 метров

2. Доказано, что силы сопротивления при движении эксплуатационной колонны «телескопической» конструкции в скважине меньше, чем для одноразмерной; сжатая часть телескопической колонны меньше, чем одноразмерной; при коэффициенте трения 0,3 длина растянутой части «телескопической» колонны составляет 1050 метров, для одноразмерной 850 метров, то есть примерно на 20% выше. Результат свидетельствует о большей гарантии допуска телескопической колонны до конечного забоя.

3. Установлено, что для создания малопроницаемой зоны кольматации в преимущественно трещинном коллекторе эффективно использование тонкодисперсной резиновой крошки, модифицированной смазочными добавками или полигликолем.

4. Экспериментально выявлено, что в отсутствии аномалий пластового давления достаточным кольматирующим эффектом в поровом коллекторе обладает безглинистый биополимерный раствор, обработанный полигликолем. При этом он обладает хорошей смазывающей способностью, обеспечивающей снижение трения при спуске обсадных колонн.

5. Экспериментально доказано, что комбинированная обработка бурового раствора органическим ингибитором и силикатом натрия позволяет обеспечить стабильность терригенно-солевых отложений.

6. Установлено, что использование стеклянных микросфер уменьшает коэффициент трения На 40-55%.

7. «Телескопическая» конструкция эксплуатационной колонны для крепления горизонтальных скважин, рассмотрена в филиале ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта, и планируется к включению в 2012-2013 годах в состав проектов на строительство горизонтальных скважин с рекомендациями по составам буровых растворов и технологии спуска обсадных колонн.

8. Буровые растворы с комбинированным ингибитором рассмотрены и приняты к использованию компаниями ЗАО «ЭкоАрктика» и ООО «Газпром бурение» филиал «Ухта бурение».

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах: 1. Юдин А. В. Расчет надежности элементов бурового оборудования при случайном пульсирующем растяжении [Текст] / А. В. Юдин, В. И. Кучерявый // Проблемы машиностроения и надежности машин. - М.: РАН. - 2002. - №1 - С.30-35.

2. Юдин А. В. Расчет элементов бурового оборудования заданной надеж ности при пульсирующем растяжении с кручением [Текст] / А. В. Юдин, I И. Кучерявый // Проблемы машиностроения и надежности машин. - М. РАН. - 2002. - №5 - С.58-63.

3. Деминская, И. Г. Анализ использования ингпбирующнх растворов i пути их совершенствования в условиях сульфатно-галлондной arpeccin [Текст] / Н. Г. Деминская, А. Н. Меньшикова, А. В. Юдин // Строительств нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2010. - №8. - С. 6-7.

4. Кепи, С. А. Обоснование телескопической конструкции эксплуатаци онмон колонны скважины с горизонтальным окончанием 2000 м [Текст] / С А. Кейн, А. В. Юдин, В. П. Пятибрат // Строительство нефтяных и газовы скважин на суше и на море. - 2012. - №4. - С. 4-6.

5. Уляшева, Н. М. Влияние наполнителей на проницаемость прнзабой ной зоны пласта [Текст] / Н. М. Уляшева, М. А. Михеев, Е. Е. Патракова А. В. Юдин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на мо ре. - М.: ВНИИОЭНГ. - 2012. - №5. - С. 29-32.

6. Юдин, А. В. Оптимизация конструкции телескопической эксплуата цпонной колонны для скважин с большой протяженностью горизонтально го участка [Текст] / А. В. Юдин, Н.М., Ю. JT. Логачев // Инженер-нефтяннк -2012.-№6.-С. 14-17.

7. Юдин, А. В. Опыт использования малоглинистых буровых растворов в тер ригенных отложениях. / А. В. Юдин // Сборник научных трудов. Материалы на учно-технической конференции. Часть 1 - Ухта: УГТУ. - 2011. - с. 133-135.

Отпечатано в типографии Ухтинского государственного технического университета Республика Коми, г. Ухта, ул. Октябрьская, 13. Усл. печ. л. 1,4 . Подписано в печать 09.11.2012 г. Тираж 120 экз. Заявка № 3465.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Юдин, Алексей Валерьевич

Введение

1 Анализ теории и практики вскрытия продуктивных пластов горизонтальными скважинами в осложненных условиях

1.1 Основные проблемы строительства горизонтальных скважин при вскрытии сложнопостроенных залежей

1.2 Влияние характеристик траектории горизонтальной скважины на качество спуска обсадной колонны

1.2.1 Анализ методов спуска обсадной колонны

1.2.2 Анализ проблем при спуске обсадных колонн в искривленные участки скважины и методов их предупреждения

1.2.3 Анализ проблем при спуске обсадных колонн в горизонтальные скважины

1.2.4 Влияние сил трения в горизонтальных скважинах на допуск обсадной колонны

1.3 Технология буровых растворов при вскрытии терригенно-солевых отложений

1.3.1 Физико-химические процессы в глинистых породах

1.3.2 Буровые растворы в солевых и терригенно-солевых породах

1.3.3 Особенности промывки скважины в эксцентричном кольцевом пространстве

1.4 Современные направления в совершенствовании буровых растворов для сохранения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов в условиях АНПД

1.4.1 Буровые растворы с низким содержанием твердой фазы

1.4.2 Буровые растворы с газообразной фазой

1.4.3 Буровые растворы на неводной основе

1.5 Цели и задачи исследования

2 Научно-методические основы оптимизации конструкции эксплуатационной колонны и моделирования экспериментальных исследований

2.1 Анализ методов математического моделирования притока газа к длинному горизонтальному стволу

2.2 Применение функция Л. С. Лейбензона для моделирования реальных свойств газа

2.3 Математическая модель телескопической конструкции эксплуатационной колонны газовой скважины.

2.4 Методы исследования буровых растворов

2.5 Методики исследования влияния буровых растворов на свойства

Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов горизонтальными скважинами

3.1 Результаты обработки буровых растворов для условий терригенно-солевых отложений

3.1.1 Изменение свойств буровых растворов в присутствии электролитов

3.1.2 Влияние химических реагентов и буровых растворов на растворимость солей и набухание глин

3.2 Исследования кольматирующих свойств буровых растворов на водной основе

3.2.1 Исследование на модели единичной трещины

3.2.2 Исследования на модели кругового пласта

3.2.3 Исследование фильтрационных свойств буровых растворов при повышенных давлениях и температурах на установке НРНТ СШТЕ

3.3 Адгезионное взаимодействие и смазочные свойства буровых растворов

3.3.1 Адгезионные взаимодействия на твердой поверхности в буровых растворах

3.3.2 Определение смазочной способности буровых растворов на приборе ВСВ

3.3.3 Оценка смазочной способности буровых растворов на машине трения

4 Оптимизация конструкции эксплуатационной колонны и параметров режима ее спуска

4.1 Телескопическая конструкция эксплуатационной колонны для скважины с горизонтальным окончанием 2000 метров (на примере Чаяндинского месторождения)

4.1.1 Выбор и обоснование профиля горизонтальной скважины

4.1.2 Выбор и обоснование конструкции эксплуатационной колонны

4.2 Исследование влияния конструкции эксплуатационной колонны на величину нагрузки реализуемой на забое

4.3 Разработка параметров режима спуска телескопической эксплуатационной колонны

4.3.1 Расчет допустимых скоростей спуска (подъема) колонн из нефтепромысловых труб

4.3.2 Выбор режима спуска одноразмерной и телескопической обсадной колонны в скважину большой протяженности

4.3.3 Результаты расчета допустимых скоростей спуска колонн в скважину

4.3.4 Технико-технологические рекомендации по допуску эксплуатационной колонны в горизонтальный участок длиной 2000 метров

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка технологических рекомендаций для вскрытия сложнопостроенных залежей углеводородов горизонтальными скважинами"

Актуальность работы. Вскрытие сложнопостроенных продуктивных залежей, осложненных терригенными, солевыми и терригенно-солевыми породами, а также аномально низкими пластовыми давлениями, требует нестандартных подходов при строительстве скважин, их промывке и креплении.

Практика и теоретические исследования показывают, что скважины с большой протяженностью горизонтального участка эффективно могут быть использованы для целей доразведки, разработки и доразработки на большинстве газовых и нефтегазовых месторождениях, в том числе сложнопостроенных залежей углеводородов, а также залежей с аномально низкими пластовыми давлениями.

Примером такого рода месторождений является Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение Республики Саха, в геологическом отношении которое можно отнести к сложнопостроенным месторождениям, осложнённым аномально низкими пластовыми давлениями и терригенно-солевыми породами. В связи с изложенным, применение скважин с горизонтальным окончанием в продуктивном пласте является целесообразным.

Принятая в настоящее время конструкция скважин с одноразмерной эксплуатационной колонной в горизонтальном стволе, имеющим значительную длину, не является, на наш взгляд, оптимальной. Накапливающийся по всей длине горизонтального ствола флюид позволяет применять разные диаметры эксплуатационной колонны на разных участках.

Задача строительства горизонтальных скважин, осложненных присутствием потенциально неустойчивых пород и аномально низкими пластовыми давлениями, требует сохранения фильтрационно-ёмкостных свойств продуктивных пластов, качественной промывки ствола и обеспечения устойчивости терригенно-солевых отложений. О 5

Цель работы. Разработка научно-обоснованных технологических рекомендаций для вскрытия сложнопостроенных залежей углеводородов горизонтальными скважинами.

Основные задачи исследований:

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Юдин, Алексей Валерьевич

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Конструкцию эксплуатационной колонны предлагается усовершенствовать путем оптимизации диаметров и длин секций колонны. Разработана методика расчета телескопической эксплуатационной колонны, которая для случая притока газа в условиях Чаяндинского месторождения Республики Саха позволила обосновать следующую конструкцию на горизонтальном участке, диаметрами 114x127x146 мм, с соответствующими длинами 1350, 250 и 400 метров

2. Доказано, что силы сопротивления при движении эксплуатационной колонны телескопической конструкции в скважине меньше, чем для одноразмерной; сжатая часть телескопической колонны меньше, чем одноразмерной; при коэффициенте трения 0,3 длина растянутой части телескопической колонны составляет 1050 метров, для одноразмерной 850 метров, то есть примерно на 20% выше. Результат свидетельствует о большей гарантии допуска телескопической колонны до конечного забоя.

3. Установлено, что для создания малопроницаемой зоны кольматации в преимущественно трещинном коллекторе эффективно использование тонкодисперсной резиновой крошки, модифицированной смазочными добавками или полигликолем.

4. Экспериментально выявлено, что в отсутствии аномалий пластового давления достаточным кольматирующим эффектом в поровом коллекторе обладает безглинистый биополимерный раствор, обработанный полигликолем. При этом он обладает хорошей смазывающей способностью, обеспечивающей снижение трения при спуске обсадных колонн.

5. Экспериментально доказано, что комбинированная обработка бурового раствора органическим ингибитором и силикатом натрия позволяет обеспечить стабильность терригенно-солевых отложений.

6. Установлено, что использование стеклянных микросфер уменьшает коэффициент трения на 40-55%.

7. Телескопическая конструкция эксплуатационной колонны для крепления горизонтальных скважин, рассмотрена в филиале ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта, и планируется к включению в 2012-2013 годах в состав проектов на строительство горизонтальных скважин с рекомендациями по составам буровых растворов и технологии спуска обсадных колонн (Приложение 1).

8. Буровые растворы с комбинированным ингибитором рассмотрены и приняты к использованию компаниями ЗАО «ЭкоАрктика» и ООО «Газпром бурение» филиал «Ухта бурение» (Приложение 2).

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Юдин, Алексей Валерьевич, Ухта

1. Александров, М.М. Определение сил сопротивления при бурении скважин Текст. / М. М. Александров. М.: Недра. - 1965. - 175 С.

2. Александров, М.М. О силе и коэффициенте сопротивления в условиях скважины Текст. / М.М. Александров // Сборник трудов СевКавНИИ. 1969. - с. 84-88.

3. Александров, М. М. О влиянии величины бокового зазора на условия спуска обсадных колони Текст. / М. М. Александров, Ю. А. Воропаев // Технология бурения нефтяных и газовых скважин. 1974. - с. 113-117.

4. Александров, М.М. Взаимодействие колонны труб со стенками скважины Текст. / М.М. Александров. М.: Недра. - 1982. - 60 С.

5. Андронов, И.Н. Исследование поперечных сил в бурильной колонне при проводке направленных скважин Текст. / И. Н. Андронов, В. Ф. Буслаев, В. В. Михарев // Сборник докладов №1 «Бурение скважин на Европейском Севере России» Ухта: УГТУ. - 2001. - С. 79-84.

6. Ангелопуло, O.K. Буровые растворы для осложненных условий. / O.K. Ангелопуло, В.Э. Аваков, В.М. Подгорнов. М.: Недра. - 1985. - 218 С.

7. Алиев, З.С. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывающих газовые и газонефтяные пласты. / 3. С. Алиев, В. В. Шеремет. М.: Недра. - 1995. - 144 С.

8. Амиян, В.А. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов /В.А. Амиян, A.B. Амиян, Н.П. Васильева. М.: Недра. - 1985. - 349 С.

9. Ахмадеев, Р.Г. Вскрытие продуктивных пластов бурением и перфорацией и подготовка скважин к эксплуатации./ Р.Г. Ахмадеев, И.Н. Гайворонский, A.A. Мордвинов. Пермь.: ПермНИПИнефть. - 1985. - 136 С.

10. Басниев, К.С. Методы расчета дебитов горизонтальных, наклонных и многоствольных газовых скважин./ К.С. Басниев, З.С. Алиев, В.В. Черных. -М.: ИРЦ Газпром. 1999. - 47 С.

11. Басарыгин, Ю.М. Заканчивание скважин / Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. М.: Недра. - 2000. - 325 С.

12. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин / Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. М.: «Недра». - 2001. - 675 С.

13. Бердин, Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. М.: 000 "Недра-Бизнесцентр". - 2001. - 199 С.

14. Белов, В.П. Пути управления процессом кольматации пород при бурении скважин / В.П. Белов // Нефтехимия. 1984. - №3. - с. 26-28.

15. Борисов, Ю.П. Учет неоднородности пласта при проектировании разработки нефтяной залежи. / Ю.П. Борисов // Разработка нефтяных месторождений и гидродинамика пласта. М.: Гостоптехиздат. - 1959. -260 С.

16. Борисов, Ю.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. / Ю.П. Борисов, В.П. Пилатовский, В.П. Табаков. М.: Недра. - 1964. - 289 С.

17. Булатов, А. И. Бурение горизонтальных скважин / А. И. Булатов, Е. Ю. Проселков, Ю. М. Проселков. Краснодар: Совет. Кубань. - 2008. -424 С.

18. Булатов, А.И. Справочник инженера по бурению: в 4 т. / А.И. Булатов, А.Г. Аветисов. -М.: Недра. 1993-1996 - Т. 1—4.

19. Булатов, А.И. Совершенствование гидравлических методов цементирования скважин. / А.И. Булатов, Р.Ф. Уханов. М.: Недра. - 1978. -240 С.

20. Булатов, А.И. Теория и практика заканчивания скважин: в 5 т./А.И. Булатов, П.П. Макаренко, В.Ф. Будников и др.; под ред. А.И. Булатова. М.: Недра. - 1997-1998. - Т. 1-5.

21. Буслаев, В.Ф. Технология и техника проводки направленных скважин на Севере Европейской части России Текст. Дисертация на соискание степени доктора технических наук / В. Ф. Буслаев. Ухта: УИИ. -1994.-549 С.

22. Буслаев, В.Ф. Технико-технологические решения по строительству горизонтальных и разветвленных скважин Текст. /В.Ф. Буслаев. // Нефтяное хозяйство. 1992. - №3. - с. 8-10.

23. Буслаев, В.Ф. Строительство скважин на Севере. / В. Ф. Буслаев, С.А.Кейн, П.С.Бахметьев, В.М. Юдин. Ухта: УГТУ. - 2000. - 287 С.

24. Буслаев, В. Ф. Бурение кустовых, вертикальных, естественно-искривленных и наклонно направленных скважин Текст.: сб. метод, указаний / В. Ф. Буслаев. Ухта: УИИ, 1994. - 110 с.

25. Буровые растворы для бурения в глинистых породах. Демонстрационный материал компании Halliburton, www.halliburton.com

26. Васильченко, С.В. Условия образования шламовых дюн в наклонных участках скважины. / С.В. Васильченко, А.Г. Потапов // Материалымеждународного семинара «Горизонтальные скважины». М.: ГАНГ им. И.М. Губкина. - 1998.- 100 С.

27. Габузов, Г.Г. Сопротивление при обтекании шарообразной частицы вязкопластичной жидкостью / Г.Г. Габузов, Ю.М. Проселков // Сборник трудов ВНИИКРа. Краснодар. - 1979. - №16. - С. 16 - 22.

28. Габузов, Г.Г. Определение скорости осаждения шарообразных частиц в вязкопластичной жидкости / Г.Г. Габузов, Ю.М. Проселков // Сборник трудов ВНИИКРа. Краснодар. - 1979. - №16. - с. 22-23.

29. Ганджумян, P.A., Калинин А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расчёты при бурении глубоких скважин / P.A. Ганджумян, А.Г. Калинин, Б.А. Никитин М.: Недра. - 2000. - 489 С.

30. Гасумов, P.A. Пенные системы для блокирования призабойной зоны скважин / P.A. Гасумов, В.Е. Шмельков, A.A. Перейма, Е.А. Эйсмонт // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. науч. статей ВНИИгаза. 1997. - с. 39-43.

31. Грей, Дж. Р., Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): пер. с англ./ Дж. Р. Грей, Г.С.Г Дарли. М.: Недра -1985. - 131 С.

32. Григулецкий, В.Г. Оптимальное управление при бурении скважин Текст. / В.Г. Григулецкий. М.: Недра. - 1988. - 229 С.

33. Григорян, H.A. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами / H.A. Григорян. М.: Недра. - 1969. - 211 С.

34. Григорян, H.A. Бурение наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров Текст. / H.A. Григорян. М.: Недра. - 1974. - 312 С.

35. Гукасов, H.A. Прикладная гидромеханика в бурении. / H.A. Гукасов- М.: Недра. 1999. - 230 С.

36. Гукасов, H.A. Прикладная гидромеханика в бурении: Справочник. / H.A. Гукасов М.: Недра. - 1984. - 197 С.

37. Гулизаде, М.П. К вопросу определения гидравлических потерь в эксцентричном кольцевом пространстве при структурном режиме движения вязко-пластичной жидкости. / М.П. Гулизаде, и другие. // Нефть и газ. 1967. - ноябрь. - с. 51-54.

38. Гулизаде, М.П. К исследованию давления вязко-пластичной жидкости в эксцентричном кольцевом пространстве / М.П. Гулизаде, и другие. // Нефть и газ. 1967. - декабрь. - с. 21-31.

39. Гулизаде, М.П. К вопросу определения гидравлических потерь при структурном режиме движения вязко-пластичной жидкости между двумя соприкасающимися цилиндрами / М.П. Гулизаде, и другие.// Нефть и газ. -1971.-ноябрь.-с. 31-36.

40. Дедусенко, Г.Я. Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы / Г.Я. Дедусенко, В.И. Иванников, М.И. Липкес. М.: Недра. -1985. -260 С.

41. Дуркин, В.В. Разработка технологии буровых растворов и промывки наклонно направленных скважин в осложненных условиях. Диссертация на соиск. степени кандидата наук / В.В. Дуркин. Ухта: - УГТУ. - 2004. - 182 С.

42. Еров, У.Б. Очистка ствола скважины от выбуренной породы / У.Б. Еров, Ж.А. Акилов, А.Ф. Данияров, С.С. Газиев, В.В. Бессель // Газовая промышленность. 2001. - №8. - с. 67-68.

43. Есьман, Б.И. К вопросу определения гидравлических потерь в скважине при эксцентричном расположении труб / Б.И. Есьман, Т.А. Кирия // Нефть и газ. 1964. - август. - с. 77-82.

44. Есьман, Б.И. Термогидравлические процессы при бурении скважин. / Б.И. Есьман, Г.Г. Габузов. М.: Недра. - 1991. - 216 С.

45. Калинин, А.Г. Технология бурения разведочных скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые Текст.: учебник для вузов / А.Г. Калинин, А.З. Левицкий. М.: Недра. - 1988. - 374 С.

46. Калинин, А.Г. Искривление скважин Текст. / А.Г. Калинин. М.: Недра. - 1974.-367 С.

47. Калинин, А.Г. Искривление буровых скважин Текст. / А.Г. Калинин. М.: Гостоптехиздат. - 1963. - 308 С.

48. Калинин, А.Г. Бурение наклонных и горизонтальных скважин Текст.: справочник / А.Г. Калинин, Б.А. Никитин, K.M. Солодкий, Б.З. Султанов; под ред. А.Г. Калинина. М.: Недра. - 1997. - 648 С.

49. Кейн, С.А. Современные методы проектирования и управления траекториями горизонтальных скважин / С.А. Кейн // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2008. - № 4. - с. 10-14.

50. Кейн, С.А. Инженерные задачи бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин (учебное пособие) / С.А. Кейн, Р.Н. Мищенко // -Ухта: УГТУ. -2011.-80 С.

51. Кейн, С.А. Научное обоснование конструкции скважин с большой протяженностью горизонтального участка / С.А. Кейн, В.П. Пятибрат, В.Ф. Буслаев, И.М. Литвинкович. // Технологии ТЭК. М.: «ВНИИОЭНГ». - 2005. -№ 1.- с. 24-26.

52. Кейн, С.А. Обоснование телескопической конструкции эксплуатационной колонны скважины с горизонтальным окончанием 2000 мvr

53. Крылов, В.И. Гидродинамические особенности бурения горизонтальных скважин / В.И. Крылов, В.В. Крецул // Нефтяное хозяйство. -2000.-№6.-с. 20-22.

54. Лейбензон, Л.С. Нефтепромысловая механика. Часть 2. / Л.С. Лейбензон //-М.: Госгеонефтеиздат. -1934.-411 С.

55. Леонов, Е.Г. Гидроаэромеханика в бурении: Учебник для вузов. / Е.Г. Леонов, В.И. Исаев. М.: Недра. - 1987. - 304 С.

56. Логачёв Ю.Л. Гидравлические расчёты в бурении. Часть 1. Методические указания по практическим занятиям для специальности "Бурение нефтяных и газовых скважин" (учебно-методическая разработка) / Ю.Л. Логачёв, П.Ф. Осипов. Ухта: УИИ. - 1996. - 159 С.

57. Логачёв Ю.Л. Методические указания по эксплуатации программы СПО (учебно-методическая разработка) / Ю.Л. Логачёв, П.Ф. Осипов. Ухта: УГТУ. -2002.- 178 С.

58. Лушпеева, O.A. Выбор бурового раствора для зарезки бокового ствола / O.A. Лушпеева, A.A. Балуев, И.К. Диниченко, Д.Г. Антониади, А.Т. Кошелев, Г.Г. Гилаев // Бурение и нефть. 2002. - № 8. - с. 46^48.

59. Маковей, Н. Гидравлика бурения. Пер. с рум. / Н. Маковей. М.: Недра. - 1986.-536 С.

60. Меркулов, В.П. Фильтрация к горизонтальной скважине конечной длины в пласте конечной мощности. / В.П. Меркулов // Известия ВУЗов нефть и газ. 1958. - №1 - с.73-80

61. Меденцев, C.B. Новое поколение жидкостей для бурения, первичного и вторичного вскрытия, заканчивания и капитального ремонта скважин / Пер. и ред. C.B. Меденцев. // M-I Drilling Fluids UK. - Ltd. - 2003. -ЮС.

62. Михеев, B.JI. Технологические свойства буровых растворов Текст./ В.Л. Михеев. М.: Недра. - 1979. - 372 С.

63. Мовсумов, A.A. Определение коэффициента гидравлического сопротивления при движении вязко-пластичной жидкости в кольцевом пространстве при эксцентричном расположении внутренней трубы / A.A. Мовсумов, и другие. // Нефть и газ. 1967. - апрель. - с. 42^3.

64. Мовсумов, A.A. Гидродинамические причины осложнений при проводке нефтяных и газовых скважин. / A.A. Мовсумов. Баку: Азернешр. -1965.-229 С.

65. Мураками, М. Исследование течения и гидравлических потерь в изогнутых трубах. Результаты для труб с тремя изгибами под прямым углом. Пер. с японского/ М. Мураками, Ю. Симицу //Нихон кикай гаккай ромбунсю. 1972.-т. 38.-№314.-С. 2600-2609.

66. Новиков, B.C. Ингибирующий буровой раствор для бурения горизонтальных скважин / B.C. Новиков, А.Е. Долгих, С.Н. Марченко и др. // 3-й международный семинар «Горизонтальные скважины». М.: ГАНГ им. И.М. Губкина. - 2000. - с. 69-70.

67. Нывлт, Я. Кристаллизация из растворов. / Я. Нывлт. М.: Химия. -1974.-217 С.

68. Осипов, П.Ф. К вопросу возникновения прихватов в скважинах, осложненных обвалами / П.Ф. Осипов, В.В. Дуркин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2011. - № 5 - с. 11-14.

69. Пирвердян, А. М. Нефтяная подземная гидравлика. / А. М. Пирвердян Баку: Азнефтеиздат. -1956. - 169 С.

70. Пилатовский, В.П. Исследование некоторых задач фильтрации жидкости к горизонтальным скважинам, пластовым трещинам, дренирующим горизонтальный пласт. / В.П. Пилатовский // Труды ВНИИГаза. Вып 32. М.: Недра. - 1961.-с. 29-49

71. Повалихин, A.C. Инженерное обеспечение строительства высокотехнологичных скважин / A.C. Повалихин, O.K. Рогачев, В.В. Прохоренко // Вестник ассоциации буровых подрядчиков. 2003. - №2. - с.87 - 91.

72. Проект на строительство разведочной скважины Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения. ООО "Газпром ВНИИГАЗ" -"Севернипигаз" Текст. 2009.

73. Рабинович, Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении / Н.Р. Рабинович. М.: Недра. - 1989. - 270 С.

74. Саркисов, Г.М. Расчеты бурильных и обсадных колонн Текст. / Г.М. Саркисов. -М.: Недра. 1971. -271 С.

75. Семенов, Н.Я. Обобщенные функции коэффициентов гидравлических и местных сопротивлений в бурильных трубах и кольцевом пространстве бурящейся скважины / Н.Я. Семенов, E.H. Овсянникова // Бурение. 2002. - №3. - с. 36-39.

76. Сердюк, Н.И. Расчеты в бурении Текст.: справочное пособие / Н.И. Сердюк, P.A. Ганджумян, А.Г. Калинин. М.: РГГРУ. - 2007. - 668 С.

77. Соловьев, Е.М. Заканчивание скважин: Учеб. для вузов. / Е.М. Соловьев. М.: Недра. - 1979. - 303 С.

78. Сулакшин, С. С. Направленное бурение / С. С. Сулакшин. М.: Недра.- 1987.-257 С.

79. Уляшева, Н.М. К вопросу регулирования реологических свойств буровых растворов в скважинах сложного пространственного профиля. / Н.М. Уляшева, В.В. Дуркин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. // 2003. - №2. - с. 35-38.

80. Уляшева, Н.М. Технология буровых растворов: Учебное пособие / Н.М. Уляшева // Ухта: УГТУ. - 2008. - 176 С.

81. Уляшева, Н.М. Моделирование процессов фильтрации при вскрытии карбонатных коллекторов порово-трещинного типа / Н.М. Уляшева, Е.Е. Патракова // Нефть и газ. 2002. - №2. - с. 24-32.

82. Уляшева, Н.М. Влияние наполнителей на проницаемость призабойной зоны пласта Текст. / Н. М. Уляшева, М. А. Михеев, Е. Е. Патракова, A.B. Юдин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ. - 2012. - №5. - с. 29-32.

83. Царевич, К.А. Глинистые растворы в бурении / К.А. Царевич, Р.И. Шищенко, В.Д. Бакланов. Баку: Азнефтеиздат. - 1935. - 329 С.

84. Чарный, И.А. О притоке к несовершенным скважинам при одновременном существовании различных законов фильтрации в пласте / И.А. Чарный. Известия АН СССР, ОТН. - 1950. - №6. - с. 212-217.

85. Черных, В.А. Математические модели горизонтальных и наклонных газовых скважин / В.А. Черных, В.В. Черных // М.: Издательство «Нефть и газ»,-2008.-460 С.

86. Юдин, A.B. Расчет надежности элементов бурового оборудования при случайном пульсирующем растяжении Текст. / A.B. Юдин, В.И. Кучерявый // Проблемы машиностроения и надежности машин. М.: РАН. 2002. -.N«1 - с.30-35.

87. Юдин, A.B. Расчет элементов бурового оборудования заданной надежности при пульсирующем растяжении с кручением Текст. / A.B. Юдин, В.И. Кучерявый // Проблемы машиностроения и надежности машин. М.: РАН. - 2002. - №5 - с.58-63.

88. Юдин, В.М. Методология разведки и разработки сложнопостроенных залежей углеводородов / В. М. Юдин. Ухта: УГТУ. - 2000. - 140 С.

89. Beck, F.F. Clarified Xanthan Drill in Fluid for Preedhol Day Horizontal Wells / F. F. Beck, I. W. Powell, M. A. Zamora // SPE paper 25767. - 1993.

90. Delleinger, T. Directional technology will extend drilling reach Текст. / Т. Delleinger, W. Gravley, G. Tolle // Oil Gas. Journal. 1980. - №5. - p.p. 15-18

91. Drilling in fluids improve high - angle production// Petrol. Eng. Int. -1995.-Vol. 67.-No. 4.-p.p. 10-11.

92. Estes, J. Bingham plastic fluids more effectively clean horizontal holes / J. Estes, B. Randall, K. Bridges // OGI. Nov. 11. - 1996. - vol. 94. - No. 46. -p.p. 89-93.

93. EPA Industrial Technology Division, Appendix 3 Drilling Fluids Toxicity Test Proposed Regulation for the Offshore subcategory of the Oil and Gas Extraction Point Source Category, 50, FR 34592. - May. - 1985.

94. Grodde К. H. Rheologie Kolloider Suspensionen, inbesondere der Bohrpulungen / К. H. Grodde // Erdol und Kohle. Vol. 13. - №1. - 1960. - p. 11.

95. Haciislamoglu, M. Non-Newtonian Fluid Flow in Eccentric Annuli / M. Haciislamoglu, J. Langlinais // ASME Journal of Energy Resources Technology. -1990. vol. 112. - p.p. 163 - 169.

96. Hanson, P.M. Invtstigation of barite "sag" in weighted drilling fluids in highly deviated wells / P. M. Hanson, Т. K. Trigg, G. Rachal, M. Zamora // 65-th Annual Techn. Conf. New Orleans. - 1990. - SPE 20423. - p.p. 223 - 230.

97. Hemphill T. Hole-cleaning model evaluates fluid performance in extended-reach wells / T. Hemphill // Oil and Gas J. 1997. - vol. 95. - No. 28. -p.p. 56 - 64.

98. Hemphill, T. Yield-power law model more accurately predict mud rheology / T. Hemphill, A. Pilehvari, W. Campos // OGJ. Aug. 23. - 1993. - p.p. 45 - 50.

99. Joshi, S. D. Authors reply to discussion of augmentation of well productivity with slant and horizontal wells / S. D. Joshi // Journal of Petroleum Technology. 1992. - v.44 - №8. - p.p. 943-949.

100. Kenny, P. Hole-cleaning capabilities of an Ester-Based Drilling Fluid System / P. Kenny, T. Hemphill // SPE Drilling and Complttion. March. - 1996. -p.p. 3-9.

101. Oldroyd J. G. Rectiliniar plastic flow of a Bingham solid. I. Flow between excentric circular cylinders in relative motion / J. G. Oldroyd // Prac. Cambr. Phil. Soc. Vol. 43. - part. 3, 1947.- p.p. 396-405.

102. Pilehvary, A. A. State of the art Cuttings transport in horizontal wellbores / A. A. Pilehvary, J. J. Azar, S. A. Shirazi // SPEDC. September. - 1999. - vol. 14.-No. 3. - p.p. 196-200.

103. Sifferman, T.R. Hole Cleaning in Full-Scale Inclined Wellbores / T. R. Sifferman, T.E. Baker // SPE Drilling Engineering. June. - 1992. - p.p. 115 - 120.