Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка технологических решений, повышающих эффективность глушения газовых скважин с аномально низким пластовым давлением

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка технологических решений, повышающих эффективность глушения газовых скважин с аномально низким пластовым давлением"

На правах рукописи

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ, ПОВЫШАЮЩИХ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ГЛУШЕНИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН С АНОМАЛЬНО НИЗКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ

Специальность 25.00.15 "Технология бурения и освоения скважин"

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Краснодар, 2005г.

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе

Научно-производственное объединение "БУРЕНИЕ" (ОАО "НПО "БУРЕНИЕ")

Научный руководитель - заслуженный изобретатель РФ,

доктор технических наук, профессор Рябоконь Сергей Александрович.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Ведущее предприятие - ООО "Кубаньгазпром"

Защита состоится # декабря 2005г в 10 часов на заседании диссертационного совета Д 222.019.01 при ОАО "НПО "БУРЕНИЕ" по адресу: 350063 г. Краснодар, ул. Мира, 34.

С диссертацией можно ознакомится в библиотеке ОАО

Ашрафьян Микиша Огостинович

кандидат технических наук Аносов Эдуард Валентинович.

1Г

НПО "БУРЕНИЕ" .

Автореферат разослан 3 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета д.т.н.

Л. И. Рябова

2006 - У ¿2737

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В настоящее время большинство крупных газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири находятся на поздней стадии разработки. Этот этап характеризуется падением пластового давления, поднятием газоводяного контакта, увеличением горного давления на скелет породы и изменением ее напряженного состояния в приствольной зоне пласта, старением и изнашиванием конструктивных элементов скважин. Многолетний опыт эксплуатации Уренгойского, Ямбургского и Медвежьего месторождений показывает, что одним из основных способов поддержания объемов добываемого углеводородного сырья является капитальный и текущий ремонты скважин.

Проведение ремонтных работ в условиях аномально-низкого пластового давления (АНПД) отличается повышенной сложностью. Анализ горно-геологических условий эксплуатации скважин крупных газоконденсатных месторождений показывает, что применяемые в начальный период разработки месторождения традиционные жидкости глушения (растворы хлористого кальция и натрия, гидрофобные эмульсии, иивертно-мицеллярные дисперсии и т.д.) на поздней стадии эксплуатации, особенно при АНПД, малопригодны. Высокая инфильтрация этих растворов в условиях высокой репрессии способствует образованию значительной зоны их проникновения в пласт, что резко ухудшает фильтрационные характеристики пласта и создает ряд трудноразрешимых проблем при освоении скважин после ремонта. В частности, для восстановления притока требуются дополнительные мероприятия по воздействию на призабойную зону пласта (ПЗП), связанные с большими затратами средств и времени. В некоторых случаях глушение скважин вышеперечисленными жидкостями становится невозможным, поскольку происходит их поглощение в сильно дренированном интервале зоны перфорации с последующим газопроявлением из менее дренированных интервалов.

Поэтому в настоящий момент наиболее актуальным направлением в области глушения скважин с АНПД является разработка специальных составов, обладающих регулируемой инфильтраци-

ей в пласт, обеспечивающих сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта, технологичных в применении при температурах до минус 45°С. Кроме того, для обеспечения эффективности глушения выбор свойств технологической жидкости в конкретных условиях должен осуществляться на основе теоретических расчетов и лабораторных исследований по моделированию процессов глушения и последующего освоения скважин.

Цель работы. Разработка технологии глушения скважин гелированной углеводородной системой, обеспечивающей сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта в условиях аномально низких пластовых давлений.

Основные задачи исследований

1. Анализ причин снижения эффективности технологий глушения скважин в условиях АНПД.

2. Разработка методики выбора оптимальных параметров технологической жидкости, обеспечивающих высокоэффективное глушение скважин.

3. Научное обоснование подбора компонентов и разработка рецептуры гелированной жидкости глушения на основе стабильного газового конденсата или товарной нефти.

4. Разработка технологии глушения скважин с использованием гелированной углеводородной системы.

5. Практическая реализация и определение технико-экономической эффективности применения разработанных углеводородных систем.

Научная новизна.

1. На основании анализа причин снижения эффективности технологий глушения в условиях АНПД, приводящих к 50%-ному падению дебита скважин после ремонта, определено главное направление устранения недостатков путем применения новых гелированных блокирующих систем на основе пластовых углеводородов с регулируемыми в широком диапазоне структурно-механическими характеристиками.

2. Используя теоретические расчеты и результаты экспериментальных исследований по влиянию технологических жидкостей на продуктивный пласт, решены две взаимосвязанные за-

дачи: предложен способ оценки эффективности процесса глушения и определена последовательность выбора параметров технологической жидкости, обеспечивающих необходимое качество глушения.

3. Реологические характеристики разработанных гелированных систем соответствуют зарубежным аналогам. Определены возможности регулирования плотности, вязкости, инфильтрации, термостабильности гелированных систем, позволяющие применять их в пластах с проницаемостью до 5 мкм2 и пластовой температурой до 120°С.

4. На основании качественных и количественных закономерностей, полученных при экспериментальном изучении перемещения пачек гелированной углеводородной системы при гравитационном замещении, определены соотношения для расчета скорости перемещения пачки в реальных условиях.

Практическая значимость.

Предложен общий способ выбора оптимальных параметров жидкости глушения, который может использоваться как на этапе проектирования, так и в промысловых условиях.

Разработанные гелированные углеводородные системы универсальны в том смысле, что имеют широкую область применения (глушение скважин, вторичное вскрытие, ГРП). В настоящее время эти системы применяются при ремонте скважин ООО "Уренгойгазпром", ООО "Ямбурггаздобыча" и заложены в проект на строительство скважин Энтельской площади ОАО "Юганскнефтегаз", Собинского лицензионного участка ОАО "Краснояр-скгазпром".

Наибольший объем работ выполнен на Уренгойском нефте-газоконденсатном месторождении. Разработанные гелированные системы на газовом конденсате были успешно использованы при глушении газовых скважин с аномально низким пластовым давлением (коэффициент аномальности 0,25-0,4) и высокой проницаемостью пластов (до 3-4мкм2).

Экономическая эффективность от внедрения разработанной технологии глушения на 15 газовых скважинах составила 4 562 720 рублей.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на совещаниях: "Пути повышения производительности скважин в процессе капитального и подземного ремонта - основные задачи интенсификации добычи газа" (26 февраля - 2 марта 2001г. п. Пангоды, на базе МГЛУ ООО "Надым-газпром"), "Итоги работы геологической службы. Опыт применения новых методов и технологий при строительстве скважин", (14-16 апреля 2004г. в г. Жирновск, ООО "Лукойл-Бурение") - и на межотраслевых научных конференциях: "Последние достижения: технологии реновации скважин и повышения эффективности нефтегазодобывающих предприятий", 4-5 декабря 2003г., г. Новый Уренгой, ООО "Запсибгаз", "Комплексная технология и технические средства для заканчивания скважин с целью увеличения их продуктивности в 1,5-2 раза; технология, технологические средства и материалы для бурения и ремонта скважин в условиях АНПД" (20 - 24 мая 2002г. г. Анапа), "Пути повышения эффективности техники и технологии строительства, эксплуатации и ремонта нефтегазовых скважин" (14-17 февраля 2005г. г. Краснодар).

В полном объеме диссертационная работа докладывалась и обсуждалась на семинаре лаборатории технологий и материалов для вторичного вскрытия, освоения и ремонта скважин ОАО "НПО "Бурение".

Публикации. По теме диссертации опубликовано 14 печатных работ, в том числе 2 патента РФ.

Объем работы. Работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка использованной литературы, включающего 87 наименований, изложена на 110 страницах машинописного текста, содержит 19 рисунков, 28 таблиц и 15 страниц приложений.

Автор выражает благодарность научному руководителю -заслуженному изобретателю РФ, д.т.н., профессору С.А. Рябоко-ню, сотрудникам лаборатории технологии и материалов для вторичного вскрытия освоения и ремонта скважин Бадовской В.И., Бурдило Р.Я., Герцевой Н.К., Горловой З.А., оказавшим помощь в работе над диссертацией, д.т.н. Ахметову A.A., Рахимову Н.В.,

к.т.н. Хадиеву Д.Н., к.т.н. Кирякову Г.А., оказавшим содействие при практическом внедрении разработанных углеводородных систем.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность решения проблемы глушения скважин с АНПД, определены основные направления и задачи исследований.

В первой главе проведен анализ имеющихся в литературе данных о воздействии жидкостей на продуктивный пласт при использовании различных технологий глушения скважин, определены их недостатки, отмечены характерные для Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) особенности, осложняющие проведение работ по глушению скважин.

Для анализа использованы работы ведущих специалистов ОАО "НПО "Бурение" Рябоконя С.А., Пенькова А.И., Кошелева

B.Н., фундаментальные исследования Глущенко В.Н., Зарипова

C.З., Зейгмана Ю.В., Касперского Б.В., Касьянова Н.М., Кендиса М.Ш., Кистера Э.Г., Мавлютова М.Р., Мухина JI.K., Орлова Г.А., Рылова Н.И., Уханова Р.Ф., Харриса Т.М. и др., промысловые данные по Уренгойскому НГКМ. Проведенный анализ позволил отметить следующие наиболее важные положения.

Основные недостатки чужеродных по отношению к пласту фильтрующихся жидкостей глушения общеизвестны: значительная глубина проникновения в пласт и снижение его фильтрационных характеристик в этой зоне за счет различных негативных физико-химических явлений. К таким негативным явлениям, в первую очередь, следует отнести процессы самокольматации и принудительной кольматации поровых каналов. Самокольмата-ция пласта происходит при нарушении термобарического и химического равновесия в процессе поступления жидкой фазы технологических жидкостей. Принудительная кольматация происходит за счет поступления в пласт с жидкостью глушения нерастворимой твердой фазы. В случае применения баритовых утяжелителей принудительная кольматация становится практически необратимой. Для предотвращения развития в пласте негативных

физико-химических явлений жидкости глушения очищаются от твердых частиц, в них вводятся различные функциональные добавки (ингибиторы, ПАВ и т.п.), но все эти меры лишь частично решают проблему повышения эффективности глушения.

Анализ промысловых данных позволяет отметить следующие особенности Уренгойского НГКМ, осложняющие проведение работ по глушению скважин.

Важной особенностью Уренгойского месторождения является наличие высокопористых и высокопроницаемых пластов: средняя пористость продуктивного коллектора сеноманской залежи достигает 32-37% при проницаемости 0,8-1,0 мкм2, а так называемые "суперколлектора" имеют пористость 40-42%, при проницаемости 3-4мкм2.

Кроме того, разработка Уренгойского НГКМ происходит в условиях интенсивного подъема газо-водяного контакта. Темп внедрения пластовых вод составляет 0,25-1,5м на 0,1 МПа падения пластового давления. Все это приводит к разрушению наиболее ослабленного участка коллектора и выносу пластовой воды и песка, сопровождается образованием каналов и микрокарстовых полостей, которые служат основными путями ухода жидкости в пласт при глушении скважин

Как показывает промысловая практика, на многих кустах Уренгойского НГКМ образование каналов приводит к увеличению гидропроводности пласта между скважинами и к выходу жидкости глушения через соседнюю работающую скважину. Такая ситуация обычно отмечается на скважинах, забои которых находятся на расстоянии 65-70 м друг от друга. В этих случаях при глушении одной из кустовых скважин необходимо на период ремонта закрывать соседние скважины.

Применение маловязких технологических жидкостей не позволяет избежать осложнений и повысить эффективность глушения газовых скважин в этих условиях. Необходимо подобрать блокирующий раствор с минимально допустимой в условиях АНПД плотностью, с соответствующими реологическими характеристиками, способного временно заблокировать ПЗП, не снижая ее проницаемость.

Для временной блокировки дренированных интервалов некоторые отечественные и зарубежные компании, занимающиеся проблемой ликвидации поглощений жидкостей глушения при капитальном ремонте скважин, используют водорастворимые полимерные гели, различные отвердители (фенолформальдегидную смолу, жидкое стекло и т.д.), которые, имеют следующие недостатки:

- большинство химических реакций, используемых для получения блокирующих растворов , имеет необратимый характер, что создает трудности при разблокировке пласта;

- смеси (из-за их высокой плотности) при глушении скважин проникают глубоко в пласт и закупоривают поровые каналы;

- увеличивается время освоения и выхода скважин на доре-монтный режим эксплуатации;

- снижается дебит после проведения капитального ремонта, в среднем, на 50%.

Таким образом, методы, основанные на использовании полимерных материалов и необратимых химических реакций, протекающих в пласте при блокировке ПЗП, не могут считаться эффективными в условиях АНПД.

Следовательно, наиболее перспективным направлением является применение недорогих систем на основе пластовых углеводородов: стабильного газового конденсата или товарной нефти. Однако пластовые углеводороды в чистом виде не способны блокировать ПЗП. Недостаточно высокая плотность не позволяет использовать их совместно с водными системами, т.к. в результате гравитационного замещения жидкостей происходит проникновение водного раствора в зону перфорации и неизбежное снижение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта.

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

Во второй главе рассматриваются вопросы, относящиеся к разработке технологических жидкостей с оптимальными параметрами для глушения скважин в условиях АНПД. Предложен

новый, теоретически обоснованный поход к выбору жидкостей глушения, разработаны гелированные углеводородные системы и изучены их свойства.

Методика оценки эффективности глушения и выбор оптимальных параметров жидкости глушения.

Выбор параметров жидкости глушения в общем случае должен базироваться на решении соответствующих задач теории фильтрации жидкости или газа в продуктивном пласте. В основу предлагаемой методики положен разработанный ранее в ОАО "НПО "Бурение" способ оценки эффективности первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, в котором рассматриваются соответствующие фильтрационные задачи. Аналогия фильтрационных процессов глушения и вторичного вскрытия позволила развить его положения применительно к оценке эффективности глушения и выбору параметров жидкости глушения.

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

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

ЬвААР 1,9410' уТ а

где Ь = ~-; г — ---; Др = рс- рпл - репрессия на пласт,

тцх К

МПа; к - проницаемость пласта, мкм2; т - пористость пласта; ц -

\,8Ш>

вязкость жидкости глушения, мГТа с; %- пьезопроводность пласта, м2/с; Т - время воздействия жидкости глушения, сут; 80- скин -эффект перед глушением.

Репрессия на пласт регламентируется в соответствии с "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности" и определяет величину плотности жидкости глушения.

Скин-эффект перед глушением перфорированной скважины определяется по-разному в зависимости от наличия в пласте зон со сниженной проницаемостью. В частности, если глушится скважина эксплуатационного фонда, в которой зона расформирована, то 80 = 8п. Псевдоскин-эффект перфорации (Эп) рассчитывается на основании полуаналитических зависимостей Каракаса и Тарика, в которых учтено влияние потока на плоскости, вертикального потока и влияние скважины Если при глушении используются жидкости, содержащие кольматирующий материал, то, учитывая порядок проницаемостей пласта к ~ 10'14 - 10"12 м2, корки к1~10"18 м2 и малые размеры зоны кольматации 1п(КУ Лс) -0,01 - 0,1, получим 80 ~ 103 - 105.

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

показатель ОП, который определяется по известной формуле:

(2)

где А = 1п(—); Не, Як - радиус скважины и контура питания, соот-

Кс

ветственно, м; 8 - скин-эффект.

Применительно к процессу глушения под величиной ОП понимается отношение коэффициента продуктивности скважины после глушения к коэффициенту продуктивности скважины до глушения. Тогда в формуле (2) следует принять $ = где во,

8К - скин-эффект до и после глушения, соответственно. Посколь-

ку внедрение разработанных составов предполагается проводить на скважинах эксплуатационного фонда, в дальнейшем будет рассматриваться только вариант расчета ОП при 80 = Яп. Тогда параметры А и 8 для вычисления ОП по формуле (2) изменятся следующим образом:

А = ьА, (3)

Лг

£ = £,=(-1-1)1п(Л0), (4)

Рг

где Яс*=Кс ехр(-Зп) - приведенный радиус скважины; Яо=КфЛ1с - относительный радиус проникновения жидкости глушения; Иф -радиус зоны проникновения жидкости глушения; р2 - коэффициент восстановления проницаемости пласта при воздействии жидкости глушения.

Коффициент восстановления проницаемости вычисляется по формуле проф. Пенькова А.И.:

/8 = ехр

ССГ(СО50Я,1П(-*)

я.

(5)

где а - межфазное натяжение на границе фильтрат-флюид, мН/м; т0 - динамическое напряжение сдвига, дПа; б - краевой угол смачивания, градусы; к - проницаемость пласта, мкм2; гэф - эффективный гидродинамический радиус поровых каналов пласта, мкм; АР - депрессия при освоении, МПа; с- коэффициент. Эти характеристики жидкости глушения определяются в лабораторных условиях по стандартным и авторским методикам.

Для оценки эффективности процесса глушения последовательно вычисляются:

- радиус проникновения жидкости глушения в пласт по формуле (1) при соответствующем 80;

- коэффициент восстановления проницаемости для жидкости глушения по формуле (5);

- величина ОП по формуле (2) при соответствующих А и 8; Для обеспечения требуемой эффективности процесса глушения следует действовать в обратном порядке. Задать необходи-

мую величину ОП (может быть любой, кроме 1). Выбрать какой-либо технологический критерий, характеризующий эффективность глушения. В дальнейшем таким критерием предлагается считать ограниченный некоторой допустимой величиной объем жидкости, ушедшей в пласт. Затем на основании расчетных формул и принятых ограничений получить соотношения для определения параметров жидкости глушения.

Рассмотрим более подробно этот этап. Для того, чтобы оценить влияние аргументов Яо и р2 на поведение функции (ОП) при заданном значении А=1п(Як/Яс*), представим скин-эффект в следующем виде: 8=аА, где а=(1/ОП - 1). Тогда, например, если при А=6,9 (Як/Яс* = 992,3) необходимо получить ОП=0,95, то значение Я должно быть не более 0,37, если - ОП=0,8, то 8 < 1,73. Используя такое ограничение и формулу (4), получим следующее условие для определения минимально допустимого относительного радиуса проникновения жидкости глушения:

Дс<ехр(6) (1-/?>)

которое связывает показатель качества ОП с основными параметрами, характеризующими воздействие жидкости на пласт.

Записав иначе неравенство (7), получим условие для определения минимально допустимого значения р2 при заданном Яо:

> щя.) т

Теперь воспользуемся выбранным критерием. Предположим, что жидкость глушения отфильтровалась в пласт на некоторую глубину Яо. Вычислим объем жидкости, ушедшей в пласт: У= 7гт11(Яо2 - 1), и .ограничив его величиной У0, из соотношения (1) получим условие для выбора вязкости жидкости глушения:

л-ткЬ0т М-(У0.(1п(т) + 28„)У (8)

где Ь„ = —к АРЪа = 1,8 10"3 Ар к / (т х); Ь - интервал глушения.

Вычислив по этой формуле минимальную вязкость жидкости глушения, рассчитаем Яо и затем из условия (7) найдем ми-

нимально допустимые значения ртш = Г (ОП, А), которые являются определяющими при выборе жидкости глушения.

Из формулы (5), задав интервал изменения депрессии при освоении и учитывая, что |соз9|<1, получим следующее соотношение для выбора необходимых функциональных добавок к жидкости глушения:

(9)

Гтф Рот

где гэф = Гэф /гср; гср =0,5 (к/ш)0'5; гэф , гср, - эффективный и средний гидродинамический радиус поровых каналов, соответственно; а -межфазное натяжение на границе фильтрат/ флюид; с0=1/с.

Если за счет введения функциональных добавок нельзя обеспечить выполнение условия (9) при заданном ОП, то нужно использовать жидкости на углеводородной основе (считать р=1) или жидкости, практически не фильтрующиеся в пласт, для которых повторяется вышеописанная процедура расчета с учетом соответствующих изменений.

По предлагаемой методике может подбираться жидкость не только для глушения скважин, но и для иных технологических процессов с различной продолжительностью воздействия на продуктивный пласт.

Помимо этих требований, относящихся к сохранению кол-лекторских свойств продуктивного пласта, жидкости глушения должны быть технологичными и соответствовать следующим условиям:

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

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

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

Выбор компонентного состава и изучение свойств гели-рованных углеводородных систем. На первом этапе следует подобрать эффективный загуститель для газового конденсата и нефти. Предварительно анализировались возможности известных загустителей по их способности удовлетворять следующим требованиям: легко растворяться в углеводородах (особенно при ми-

нусовых температурах без подогрева), эффективно загущать их, обладать устойчивостью к механической деструкции, быть жидкими или порошкообразными, доступными. Из 15 исследованных загустителей, относящихся, в частности, к карбоцепным полимерам, полигидроксикарбоциклатам алюминия, ни один не соответствует всем необходимым требованиям. Для дальнейших исследований был отобран гелеобразователь на основе алицикличе-ских карбоновых кислот.

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

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

определение минимально необходимой и максимальной концентрации загустителя и активатора;

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

регулирование плотности системы;

определение коэффициентов фильтрации и восстановления проницаемости;

оценка морозостойкости и стабильности систем во времени. В результате исследований было установлено следующее. Для составов на основе газового конденсата и нефти интервал изменения концентрации загустителя составляет 15 - 25%.

Поведение систем подчиняется степенному закону с двумя участками изменения показателя поведения потока п и коэффициента консистентности К, соответственно, точка перехода при скорости сдвига 82 с"1. Изменение концентрации загустителя позволяет получить системы с различной степенью псевдопластичности: п регулируется в интервале от 0,2 до 0,6. Поведение параметров п и К при повышении температуры различно для систем на основе газового конденсата и нефти. В системе на основе газового конденсата происходит рост степени псевдопластичности, в

системе на основе нефти значение п практически постоянно, а значение К снижается (табл. 1).

Таблица 1.

Зависимость показателей п и К от температуры для систем

Состав жидкости Температура, °С Реологические характеристики

п К, Пас"

газовый конденсат + 20% загустителя 20 0,51 1,07

60 0,13 22,6

нефть + 18% загустителя 20 0,49 3,14

60 0,46 1,84

80 0,48 1,41

Эффективная вязкость разработанных составов при t = 80°С изменяется от 50 до 200 мПа-с при высоких скоростях сдвига, и от 1500 до 3500 мПа с - при низких. Этим они отличаются от применяемых в настоящее время загущенных рассолов, создавая значительный блокирующий эффект. Рис.1 позволяет сравнить эффективные вязкости системы на основе газового конденсата и водной системы, загущенной КМЦ.

Температура, "С

—о—водные растворы загущенные КМЦ —«—раствор на основа ГК

Рис. 1. Зависимость эффективной вязкости загущенных систем от температуры при скорости сдвига 9 с"1

Для определения верхнего температурного предела использования разработанных систем проведены опыты в бомбах PVT по стандартной методике. Температурный предел - 120°С. Определен также нижний температурный предел, при котором возможно применение систем без подогрева - минус 45°С.

Фильтрационные характеристики разработанных составов определены по стандартной методике АНИ на фильтр-прессе высокой температуры/высокого давления. При температуре ниже 80°С и при репрессии 4МПа фильтратоотдача не превышает 2 см3/30 мин, а при 100 °С составляет 6-8 см3/ЗОмин.

Для полного предотвращения поглощений в высокопроницаемых продуктивных пластах, предусмотрено введение кисло-торастворимого кольматанта, который создает легко удаляемую при освоении плотную корку. Его введение также позволяет регулировать плотность углеводородной системы от 0,75-0,8 г/см3 до 1,15-1,2 г/см3 без изменения реологических и без ухудшения технологических характеристик жидкости.

Влияние разработанного состава на коллекторские свойства пласта изучено на модифицированной установке УИПК-1М с использованием песчаных кернов различной проницаемости и состава. По экспериментальным данным определены радиус проникновения фильтрата, средний коэффициент восстановления проницаемости и показатель ОП, который во всех случаях изменяется от 96 до 99%.

В третьей главе рассмотрены вопросы, относящиеся к разработке технологии приготовления и применения гелированных углеводородных систем. Поскольку удалось создать практически не фильтрующуюся в пласт углеводородную систему с плотностью выше 1 г/см3, наиболее рациональным способом ее использования в пластах любой проницаемости может быть рекомендована технология, предусматривающая применение указанной системы в малых объемах в сочетании с обычно используемыми водными растворами солей. Углеводородным составом перекрывается только интервал перфорации и вышележащая зона на 200-250 м.

В связи с этим возникает вопрос о гравитационном замещении технологических жидкостей при глушении скважин, оборудованных насосами. Предполагалось качественно изучить по-

ведение пачек углеводородной системы при гравитационном перемещении в вертикальных трубах, определить зависимость скорости перемещения от основных параметров, установить возможность ее количественного определения. Испытания проводились следующим образом: в мерный цилиндр помещался определенный объем исследуемой жидкости, затем с помощью системы кранов формировалась пачка технологической жидкости. После этого пачка перемещалась вниз под действием гравитационных сил. Зная путь, пройденный пачкой в центральной части трубы и время движения пачки с точностью до 0,1 с, определяли скорость осаждения пачки. Были исследовали различные смеси с условной вязкостью от 40 до 400с, при различных фиксированных значениях разности плотностей среды (вода) и пачки 0,07, 0,15 и 0,20 г/см .

По результатам исследований можно сделать следующие наиболее важные выводы.

Если длина пачки более, чем в три раза превышает диаметр трубы, то скорость ее перемещения не зависит от объема пачки. Скорость перемещения пачек меньшего объема может быть вычислена по известной формуле для расчета скорости падения большой капли с введением дополнительного коэффициента пропорциональности.

При значениях относительной разности плотностей Кп, меньших 0,05, скорость перемещения пачки не зависит от ее вязкости (Кп=(рс-рп)/рс), отмечается ламинарный режим течения. При более высоких значениях Кп происходит волновое течение пачки, при Кп > 0,25 скорости возрастают настолько, что пачка дробится на небольшие фрагменты.

Маловязкие пачки (условная вязкость ниже 100с) перемещаются с высокой скоростью, приводящей к их дроблению. Скорость перемещения пачек с высокой вязкостью практически от нее не зависит и при 0,07<КП<0,15 не превышает 0,04м/с.

Определена возможность перерасчета экспериментальных значений скорости перемещения пачки на реальные условия течения в НКТ с использованием соотношений теории подобия и теоретически полученной зависимости.

Помимо вопросов гравитационного замещения при разработке технологии необходимо было выполнить расчеты минимально допустимой вязкости жидкости глушения по формуле (8) для пластов Уренгойского НГКМ (для газовых скважин в формуле величина давления р заменяется на р2). Расчеты показали, что разработанная гелированная система без введения наполнителя может применяться только в пластах со средней проницаемостью. Учитывая высокую проницаемость пластов НГКМ, был подобран универсальный блокирующий состав, который может использоваться в пластах с проницаемостью до 5 мкм2. Для разработки технологии определено время хранения приготовленных составов без изменения их свойств, которое составляет 2-3 суток.

Четвертая глава посвящена результатам промыслового использования разработанных углеводородных систем и технологии их применения при глушении скважин для капитального ремонта на Уренгойском газоконденсатном месторождении (ГКМ).

Успешно проведены работы по глушению 15 скважин, в которых ведется эксплуатация сеноманских и валанжинских отложений.

Начальное среднее пластовое давление в сеноманской залежи составляет 12,2 МПа, пластовая температура плюс 31°С. Средняя газонасыщенная мощность по Уренгойской площади -60,8 метра. Фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов сеномана изменяются в широких пределах: проницаемость от 0,002 до 4 мкм2, пористость от 20 до 36 %. Текущее пластовое давление снизилось на 60-70%, Кан = 0,3 - 0,4.

Валанжинские отложения представлены коллекторами, которые имеют проницаемость от 0,002 до 0,3 мкм2, пористость от 13 до 18%. Текущее пластовое давление составляет 13-15 МПа, Каи = 0,4-0,5.

Глушение скважин производилось последовательной закачкой в НКТ при открытой затрубной задвижке раствора хлористого кальция или сеноманской воды в объеме затрубного пространства, далее производилась закачка в НКТ 8-10 м3 разработанной жидкости с частичной продавкой в пласт, продавка осуществлялась основной ЖГ (рис.2). После этого скважину закрывали на 12 ч для определения статического уровня.

Через ПКГ закачали основную ЖГ в объеме загрубиого пространства

Через H ICI закачали раствор Осуществили плрояавку раствора на основе УТЖ VIP в объеме У1Ж VIP в интервал перфорации, с 8-10мЗ чаС1 ичной продавкой в пласт

Я^И-УГЖУГР Щ^**^ - ссноманская вода/жидкость тушения

Рис.2. Технологическая схема применения гелированного стабильного газового конденсата на Уренгойском ГКМ.

Через 12 часов после проведения работ по глушению скважин и стравливания газовой шапки получены следующие результаты: Ртр = 0 МПа; Рзт = 0 МПа, уровень жидкости в стволе скважины не более 100 м (табл.2). Следует отметить, что репрессия на пласт в скважинах с валанжинскими отложениями достигает 14-18 МПа, а с сеноманскими - 8-9,5 МПа. При этом расчетный радиус фильтрации жидкости в пласт не превышает 0,20-0,22 м и 0,11-0,18 м, а величина ОП равна 0,9-0,95 и 0,93-0,98 по газокон-денсатным и газовым скважинам, соответственно.

Применение разработанных составов и технологии глушения скважин на Уренгойском ГКМ обеспечило надежную блокировку ПЗП, достаточную для безопасной работы бригады КРС и выполнения технологических операций по восстановлению забоя скважины, разбуриванию цементного моста, фрезерованию постороннего предмета и др. Отмечается снижение объемов поглощаемой жидкости и времени ремонта скважин.

Таблица 2.

Исходная информация и результаты глушения скважин на Уренгойском ГКМ

1 Мощность Величина Статический

№ скважин перфорированного Текущий забой, м Пластовое давление, репрессии / коэффици- уровень ч/з 12 часов по-

интерва- МПа ент ано- сле глуше-

ла, м мальности ния, м

2306 53 3042,0 13,3 180,3/0,42 80

8284 53 2773,4 14,0 145,7/0,49 65

13092 35,6 1215,0 4,0 85,0 / 0,32 70

125 31 1217,0 3,6 89,8 / 0,28 60

241 15232" _ _ 1230,0 3,2 94,5/0,25 87,2/0,33 0

33 1255,4 4,2 0

942 55 1 1230,0 1 3,1 96,0/0,24 100

15212 ___28 . 1184,0 3,9 82,4/0,32 0

15134 h 30 1205,0 3,9 84,4/0,32 0

13302 34 1224,0 4,0 85,7/0,32 0

15122 13 1195,0 4,1 84,2/0,33 0

2111 50 1224,8 3,3 93,2/0,26 65

13072 33 1220,0 3,3 92,7/0,26 80

5408 157 3354,0 __15,5 190,5/0,45 ] 0

15134- 30 1205,0 3,9 84,4/0,32 0

Таким образом, применение разработанных углеводородных систем и технологии их применения позволяет:

- выполнять работы по глушению скважин с АНПД с применением традиционных жидкостей;

- исключить повторное глушение и связанные с ним дополнительные затраты;

- сохранить производительность скважин на первоначальном (доремонтном) уровне.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Разработаны требования к технологической жидкости, обеспечивающей улучшение технико-экономических показателей подготовки скважин с АНПД к капитальному и текущему ремонту.

2. Разработанная методика выбора жидкости глушения позволяет достигать максимального коэффициента продуктивности скважин после глушения в каждом конкретном случае и может использоваться для иных технологических процессов, связанных с различной продолжительностью воздействия на продуктивный пласт.

3. Разработан и защищен патентом РФ комплексный реагент для получения термостабильных до 120°С технологических жидкостей на основе стабильного газового конденсата и товарной нефти, который может использоваться в пластах с проницаемостью до 5 мкм2. Организовано его опытно-промышленное производство.

4. Установленная зависимость скорости перемещения пачки разработанной технологической жидкости от ее вязкости и плотности позволяет при необходимости регламентировать время выполнения операций по глушению скважин.

5. Разработанная технология глушения скважин с использованием гелированных углеводородных систем была применена в условиях АНГТД на 15 газовых и газоконденсатных скважинах Уренгойского ГКМ. Во всех случаях получены положительные результаты, выражающиеся в сокращении сроков проведения ремонта и освоения скважин, в снижении расхода реагентов. Общий экономический эффект от внедрения разработанной технологии составил 4 562 720 рублей.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Патент РФ №2201498.Жидкость для глушения и консервации скважин./С.А.Рябоконь, Н.К.Герцева, Р.Я.Бурдило, A.A. Бояркин. 04.04.2001.

2. Патент РФ № 2255209. Способ глушения скважин./ С.А.Рябоконь, Н.К.Герцева, З.А.Горлова, Р.Я.Бурдило, А.А.Бояркин, Б.А.Мартынов. 08.01.2004.

3. О выборе жидкостей для консервации нефтяных скважин/ С.А.Рябоконь, В.И.Бадовская, А.А.Бояркин //Строительство нефтяных и газовых скважин. -1999. -№7-8. С.39.

4.Жидкости для глушения скважин, не повреждающие кол-лекторские свойства пласта /С.А.Рябоконь, Н.К.Герцева, A.A. Бо-яркин //Сб. трудов "НПО "Бурение", - 2001. - №6. - С 79-84.

5. Комплексная технология вторичного вскрытия пластов с использованием специальных технологических жидкостей и оборудования для их подготовки/ С.К.Шафраник, А.Ф.Косилов, М.Е. Ламосов, Б.А.Мартынов, А.А.Бояркин//Сб. трудов "НПО "Бурение", - 2002. - №8 - С 199-207.

6. Технологическая жидкость на углеводородной основе для глушения и перфорации скважин /С.К.Шафраник, А.Ф.Косилов, А.А.Бояркин //Бурение & нефть - 2002,- № 10.- С.20-21.

7. Опыт применения универсальной технологической жидкости VIP при глушении скважины на Котовском месторождении/А. А.Бояркин, Б.А.Мартынов, А.В.Пенкин //Сб. трудов "НПО "Бурение", - 2003. - №9. - С. 140-144.

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

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

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

11. Эффективная технология сохранения продуктивности коллекторов на стадиях перфорации, глушения и ремонта сква-жин/С.А.Рябоконь, Н.К.Герцева, Р.Я.Бурдило, A.A. Бояркин// Сб. трудов "НПО "Бурение", -2004. -№11.- С.98-107.

12. Технология глушения добывающих скважин товарной нефтью, регламентированная действующими правилами ведения ремонтных работ/ РябоконьС.А., Бояркин A.A., Мартынов Б.А., Сваровская J1.C. //Сб. трудов "НПО "Бурение", -2004. - №11. -С.108-114.

*32 1 6 3 1

2006-4

13. Универсальная технологическая ж вания и ремонта скважин/ С.А.Рябоконь, 22737 Бояркин, И.Е.Александров, Я.Г.Дударов !И

2004г. -№5.- С.62-64.

14. Повышение эффективности глушения газовых и газо-конденсатных скважин в условиях АНПД./ А.А.Бояркин.// Нефтяное хозяйство.- 2005г.- №5. - С. 49.

Бояркин Алексей Александрович

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ, ПОВЫШАЮЩИХ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ГЛУШЕНИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН С АНОМАЛЬНО НИЗКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Подписано в печать 28.10.2005. Формат 60x84 '/,6. Бумага ЗуешСору Печать трафаретная. Усл.-печ.л. 1.39. Тираж 100 экз. Заказ № 5174.

Тираж изготовлен в типографии ООО «Просвещение-Юг»

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

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Бояркин, Алексей Александрович

Введение

1. Анализ существующих технологических жидкостей для заканчивания и глушения скважин

1.1. Влияние технологических жидкостей на коллекторские свойства продуктивных пластов

1.2. Технологические жидкости и технологии, применяемые при заканчивании и ремонте скважин

1.3. Постановка задачи и выбор направлений исследования

2. Разработка технологических жидкостей с оптимальными параметрами для глушения скважин в условиях АНПД

2.1. Методика выбора оптимальных параметров жидкости глушения.

2.2. Выбор компонентного состава гелированной жидкости глушения на углеводородной основе

2.3. Регулирование свойств гелированных углеводородных систем

2.4. Оценка влияния гелированных углеводородных систем на фильтрационные характеристики пласта

3. Разработка технологии приготовления и применения гелированных углеводородных систем при глушении скважин

3.1. Экспериментальное изучение перемещения жидкостей в вертикальных трубах

3.2. Технология приготовления и применения гелированных углеводородных систем

4. Применение гелированных систем на основе газового конденсата при глушении скважин на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении (УНГКМ).

4.1. Современное техническое состояние сеноманских скважин Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения

4.2. Исследование причин осложненного состояния фонда газовых скважин

4.3. Снижение продуктивности газовых скважин на поздней стадии разработки

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка технологических решений, повышающих эффективность глушения газовых скважин с аномально низким пластовым давлением"

В настоящее время большинство крупных газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири находятся на поздней стадии разработки. Этот этап характеризуется падением пластового давления, поднятием газоводяного контакта, увеличением горного давления на скелет породы и изменением ее напряженного состояния в приствольной зоне пласта, старением и изнашиванием конструктивных элементов скважин. Многолетний опыт эксплуатации Уренгойского, Ямбургского и Медвежьего месторождений показывает, что одним из основных способов поддержания объемов добываемого углеводородного сырья является капитальный и текущий ремонты скважин.

Проведение ремонтных работ в условиях аномально-низкого пластового давления (АНПД) отличается повышенной сложностью. Анализ горногеологических условий эксплуатации скважин крупных газоконденсатных месторождений показывает, что применяемые в начальный период разработки месторождения традиционные жидкости глушения (растворы хлористого кальция и натрия, гидрофобные эмульсии, иивертно-мицеллярные дисперсии и т.д.) на поздней стадии эксплуатации, особенно при АНПД, малопригодны. Высокая инфильтрация этих растворов в условиях высокой репрессии способствует образованию значительной зоны их проникновения в пласт, что резко ухудшает фильтрационные характеристики пласта и создает ряд труд-Ф неразрешимых проблем при освоении скважин после ремонта. В частности, для восстановления притока требуются дополнительные мероприятия по воздействию на призабойную зону пласта (ПЗП), связанные с большими затратами средств и времени. В некоторых случаях глушение скважин вышеперечисленными жидкостями становится невозможным, поскольку происходит их поглощение в сильно дренированном интервале зоны перфорации с ^ последующим газопроявлением из менее дренированных интервалов.

Так, на месторождениях ООО "Уренгойгазпром" после глушения скважин глинистыми дисперсиями или растворами хлористого кальция дебиты неокомских газоконденсатных скважин снижаются на 60-63%, а сеноманских газовых - на 20%. Как правило, объем используемых жидкостей в 2-3 раза превышает объем скважин, что впоследствии увеличивает сроки их освоения до 4-20 суток для неокома и 3-6 суток для сеномана. При этом выход на до-ремонтный режим эксплуатации по экстраполляционным кривым составляет, соответственно, 218 и 207 суток. Для предотвращения выбросов на каждой третьей скважине осуществляется повторное глушение, что приводит к еще более глубокой кольматации пористой среды и дальнейшему снижению продуктивности скважин. Восстановительные работы и освоение таких скважин иногда превышают стоимость их строительства.

Поэтому в настоящий момент наиболее актуальным направлением в области глушения скважин с АНПД является разработка специальных составов, обладающих регулируемой инфильтрацией в пласт, обеспечивающих сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта и технологичных в применении при температурах до минус 45°С. Кроме того, для обеспечения эффективности глушения выбор свойств технологической жидкости в конкретных условиях должен осуществляться на основе теоретических расчетов и лабораторных исследований по моделированию процессов глушения и последующего освоения скважин.

1. АНАЛИЗ ПРИМЕНЯЕМЫХ В НАСТОЯЩЕЕ ВРЕМЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ЗАКАН-ЧИВАНИЯ И ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Бояркин, Алексей Александрович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Разработаны требования к технологической жидкости, обеспечивающей улучшение технико-экономических показателей подготовки скважин с АНПД к капитальному и текущему ремонту.

2. Разработанная методика выбора жидкости глушения позволяет достигать максимального коэффициента продуктивности скважин после глушения в каждом конкретном случае и может использоваться для иных технологических процессов, связанных с различной продолжительностью воздействия на продуктивный пласт.

3. Разработан и защищен патентом РФ комплексный реагент для получения термостабильных до 120°С технологических жидкостей на основе стабильного газового конденсата и товарной нефти, который может использоваться в пластах с проницаемостью до 5 мкм2. Организовано его опытно-промышленное производство.

4. Установленная зависимость скорости перемещения пачки разработанной технологической жидкости от ее вязкости и плотности позволяет при необходимости регламентировать время выполнения операций по глушению скважин.

5. Разработанная технология глушения скважин с использованием ге-лированных углеводородных систем была применена в условиях АНПД на 15 газовых и газоконденсатных скважинах Уренгойского ГКМ. Во всех случаях получены положительные результаты, выражающиеся в сокращении сроков проведения ремонта и освоения скважин, в снижении расхода реагентов. Общий экономический эффект от внедрения разработанной технологии составил 4 562 720 рублей.

Л И ТЕ РА ТУРА

1. Абдуллин Р. А., Питкевич В. Т., Сонич В. П., Косов А. С. Исследование влияния глинистых минералов на изменение водопроницаемости пород коллекторов Самотлорского месторождения // Тр. Гипротюменнефтегаз. -1973. вып. 35.-С. 18-24.

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

3. Амиян В. А., Васильева Н. П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. М.: Недра, 1972г.

4. Ахметов А. А. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении. - Уфа, 2000г.

5. Ахметов А. А. Капитальный ремонт скважин на уренгойском месторождении. Стратегия и технологические решения. // НТС Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. ИРЦ Газпром. -№2. 2003г.

6. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. М., Недра, 1972.

7. Бачурин А. К. О возможности влияния химических реагентов на проницаемость призабойной зоны продуктивного (нефтяногоО пласта // тр. ВНИИСТ. -1975.-Вып. 31.-С. 71-75.

8. Белов В.П. Классификация м экспериментальная оценка кольматирующих свойств промывочных жидкостей и реагентов, применяемых при бурении скважин // Совершенствование процессов бурения скважин и нефтеотдачи. - Куйбышев, 1984. - С. 8-25.

9. Бражников А. А. Разработка высокоплотных технологических жидкостей без твердой фазы для проведения специальных работ в скважинах: Дисс. на соиск. учен, степени конд. техн. наук. - Краснодар, 1989г.

Ю.Бояркин А. А., Мартынов Б. А., Пенкин А. В. Опыт применения универсальной технологической жидкости VIP при глушении скважины на Котовском месторождении // Сб. трудов "НПО "Бурение". Краснодар. 2003. -№9.-С. 140-144.

П.Бояркин А. А. Повышение эффективности глушения газовых и газокон-денсатных скважин в условиях АНПД. "Нефтяное хозяйство", №5 2005г, С.40.

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

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

14.Винарский М. С., Муратов В. К., Петрова С. И. Влияние свойств бурового раствора на состояние призабойной зоны продуктивного пласта // Нефтяное хозяйство, - 1977. -№6. С. 27-29.

15.Вольтерс А. А. Разработка высокоплотных технологических жидкостей на основе рассолов нитрата кальция для заканчивания и ремонта скважин. Дисс. на соиск. учен, степени конд. техн. наук. - Краснодар, 1992г.

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

17.Выжигин Г. Б., Кривоногов А. М., Жаринов П. Г. Необратимость снижения проницаемости пород при взаимодействии бентонитового бурового раствора // Нефтегазовая геология, геофизика и бурение. -1984. -№9. - С. 19-21.

18.Выгодский Е. М., Фионов А. И. Изучение влияния времени контакта бурового раствора с породой на ее фильтрационные свойства // Физико-химия и разработка нефтяных месторождений. - Уфа, 1982.

19.3агоруйко А. А., и др. О проникновении в девонские песчаники Нижнего Поволжья посторонних жидкостей и твердых материалов в процессе бурения и испытания скважин // Тр. ВолгоградЫИПИнефть. - 1969. -вып. 15.- С. 152-157.

20.3арипов И. Ф. и др. Об основных направлениях научно-исследовательских работ по улучшению качества заканчивания скважин в ПО Сургутнефтегаз. Экспресс-информация Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. Вып. 9, стр. 37-45.

21.3арипов С. 3. и др. Исследование ингибиторов жидкостей для консервации скважин. Сборник научных трудов, Тюмень 1987г.

22.3доров Ф. Г., Яковенко В. И., Ачмиз А. Ш. Исследование влияния последствий кольматации на приток жидкости к стволу скважины // Тр. ВНИИКРнефть. -1981. - Выбор оптимальной технологии промывки скважин.-С. 136-142.

23.3ейгман Ю. В. Физические основы глушения и освоения скважин. - Уфа: Уфимский государственный нефтяной технический университет, 1996. -78 с.

24.3ейгман Ю. В., Тасмуханова Г. Е. Особенности проведения операций глушения скважин с применением минерализованных вод. Интервал, №4 (27), 2001г.

25.Ибрагимов Г. 3., Хисамутдинов Н. И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. -М.: Недра, 1983. -312с.

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

27.Касьянов Н. М., Штырлин В. Ф. Вопросы повышения качества вскрытия продуктивных пластов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1969. -48с.

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

29.Крезуб А. П., Рылов Н. И. Исследование влияния сидеритового утяжелителя на коллекторские свойства продуктивных пластов // Бурение. -1981. -№1. -С. 21-23.

30.Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. М;: Недра, 1985, - 184с.

31.Курочкин Б.М., Лобанов В.Н. и др. Перспективные технологические жидкости для бурения скважин в осложненных условиях. Нефтяное хозяйство, 1998, №5.

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

33.Лаврушко П. Н. Подземный ремонт скважин. -М.: Недра, 1968. -412с.

34.Левич В. F. Физико-химическая гидравлика, М, 1959. — 699с.

35.Методика контроля параметров буровых растворов. РД 39-00147001-7732004, Краснодар, 2004.

36.Мартынов Б. А., Бояркин А. А., Пенкин А. В. "Опыт применения универсальной технологической жидкости VIP при глушении скважины на Ко-товском месторождении", НТС «БУРЕНИЕ»,2003, выпуск 9 с.140-144.

37.Направление совершенствования буровых растворов и способов регулирования твердой фазы за рубежом //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море // ЭИ №4 1994г.

38.Некрасов В. И., Вятчинин М. Г., Даутов Р. Р., Григорьев Н. М., Янтурин Р. А. Выбор жидкости и параметров глушения скважин. // Нефтяное хозяйство. -№5. -1999г. -С. 31-33.

39-Нюняйкин В. Н., Генералов И; В., Рогачев М. К., Зейгман Ю. В. Совершенствование технологий глушения скважин в условиях низкопроницаемых коллекторов. Нефтяное хозяйство. -№10. -2001г. -С. 74-75.

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

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

42.Пестриков А. С. О кольматации призабойной зоны пласта при проводке скважин // нефтегазовая геология и геофизика. - 1968. -№9. - С. 42-44.

43.Питкевич В. Т., Пешков В. Е., Федорцев Ф. К., Ягафаров А. К. Влияние минерализации закачиваемой воды на проницаемость глинистых пластов // Нефтяное хозяйство. -1978. - №7. - С. 36-40.

44.Поп Г.С., Кучеровский В.М., Гереш П.А. Технико-экономический анализ результатов воздействия технологических жидкостей на призабойную зону продуктивных пластов. - М: ИРЦ Газпром, 1985.0бз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.

45.Поп Г.С., Кучеровский В.М., Зотов А. С., Бодачевская JI. Ю. Глушение скважин в условиях снижающегося пластового давления на месторождениях Западной Сибири. // Нефтепромысловое дело. - №11. -2002г. С. 2629.

46.Поп Г.С., Барсуков К.А, и др. Новая технология глушения, консервации и освоения скважин. Газовая промышленность, 1990, № 9.

47.Попов М. Ю. Основные проблемы разработки Ямбургского газоконден-сатного месторождения и возможные пути их решения. Доклады конференции "Последние достижения и технологии реновации скважин и повышения эффективности нефтегазодобывающих предприятий", г. Новый Уренгой, 04.12.2003г.

48.Рабинович Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении. М., Недра, 1989.

49.Развитие исследований по теории фильтрации в СССР. - М.: Наука, 1969.

50.Роджерс В. Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей. -М.: Недра, 1967.-599с.

51.Рябоконь С. А., Бадовская В. И., Бояркин А. А. О выборе жидкостей для консервации нефтяных скважин. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. № 7-8, 1999г.

52.Рябоконь С. А., Пеньков А. И., Куксов А. К., Кошелев В. Н., Бадовская В. И. Комплекс технологий, обеспечивающий высокое качество заканчива-ния скважин. // Нефтяное хозяйство. -№2. -2002г. -С. 16-22.

53.Рябоконь С.А., Пеньков А.И., Кошелев В.И., Растегаев Б.А. Выбор бурового раствора и проектирование его свойств./ // Тр. НПО'Ъурение", № 7, Краснодар, 2002. - С.3-14.

54.Рябоконь С.А., Вольтере А.А., Михайлова О.Б., Муртазагаджиев А.В. Инструкция по технологии приготовления и применения жидкостей без твердой фазы с регулируемыми свойствами, сохраняющих коллекторские свойства пластов, для сложных условий глушения, в том числе на основе тяжелых жидкостей. РД 39-14/02-005-90, Краснодар, 1990.

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

56.Рябоконь С. А., Мартынов Б. А., Бояркин А. А., Александров И. Е., Дударов Я. Г. Сохранение коллекторских свойств пластов при заканчивании и ремонте скважин // Бурение & нефть - № 3, 2004.- С.6-10.

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

58.Рябоконь С. А., Герцева Н. К., Бурдило Р. Я., Мартынов Б. А., Бояркин А. А. Эффективная технология сохранения продуктивности коллекторов на стадиях перфорации, глушения и ремонта скважин // Сб. трудов "НПО "Бурение". Краснодар. 2004. - №11. - С.98-107.

59.Рябоконь С. А., Бояркин А. А., Мартынов Б. А. Сваровская JI. С. Технология глушения добывающих скважин товарной нефтью, регламентированная действующими правилами ведения ремонтных работ // Сб. трудов "НПО "Бурение". Краснодар. 2004. - №11. - С.108-114.

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

61.Рябоконь С. А., Горлова 3. А. Бояркин А. А. Жидкости для глушения скважин, не повреждающие коллекторские свойства пласта // Сб. трудов "НПО "Бурение". Краснодар. 2001. - №6. - С. 83-87.

62.Рязанов А. Я. Справочник по буровым растворам. М.:Недра, 1979г. 214стр.

63.Сафин С. Г. Исследования по совершенствованию жидкостей глушения скважин. // Нефтепромысловое дело. -№11. -2004г. С. 38-41

64.Скольская У. JL, Бондарчук Т. М. Влияние твердой фазы промывочных жидкостей на снижение проницаемости низкопроницаемых коллекторов // Бурение. - 1970. -№2. - С. 18-23.

65.Сафронов А. В. и др. Влияние твердой фазы буровых растворов на проницаемость пласта //Бурение. -1981. -№1. -С.36-38.

66.Сулейманов А: Б., Карапетов К. А., Яшин А. С. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин. - М.: Недра, 1984. - 224с.

67.Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море // ЭИ №5 1996г.

68.Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море // ЭИ №5 1997г.

69. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море // ЭИ №1 1997г.

70.Степанянц А. Б. Вскрытие продуктивных пластов. -М.: Недра, 1968. -146с.

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

72.Технология приготовления и применения жидкостей без твёрдой фазы, обеспечивающая глушение скважин в условиях АВПД и сероводородной агрессии РД 39-01/02-001-89 (НПО "Бурение"), 1989 г, 44 с.

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

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

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

76.Шафраник С.К., Косилов А.Ф., Ламосов М.Е., Мартынов Б.А., Бояркин А. А. Комплексная технология вторичного вскрытия пластов с использованием специальных технологических жидкостей и оборудования для их подготовки // Сб. трудов "НПО "Бурение". Краснодар. 2002. - №8- С. 199206.

77.Шафраник С.К., Косилов А.Ф., Бояркин А.А. Технологическая жидкость на углеводородной основе для глушения и перфорации скважин // Бурение & нефть - № 10, 2002.- С.20-21.

78.Уханов Р. Ф. и др. Совершенствование гидравлических методов цементирования скважин. -М.: Недра, 1978. -240с.

79.Уханов Р. Ф. и др. О гравитационном перемещении пачек жидкости в вертикальной трубе.

80.Уханов и др. О закономерностях перемещения пачки высоковязкой жидкости в вертикальной трубе.

81.Эбинджер Ч. Метод заканчивания скважин без использования жидкости высокой плотности. // Нефтегазовые технологии. -№2. -2003г. - С. 18-23.

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

83.Cinco-Ley, H.,"Pseudoskin Factors for Partially Penetrating Directionally Drilled Wells", SPE paper 5589, 1975.

84.Hazleft R.D. и Jenning A.R., Method for suspending wells., Пат. 4899819 США, МКИ4 E 21 В 33/13. Заявл. 05.10.88; Опубл. 12.02.90: НКИ 166/285.

85.Karakas, М., and Tariq, S.: Semi-analytical Productivity Models for Perforated Completions, paper SPE 18271, 1988.

86.Michael J. Economides, and Kenneth G. Nolte: Reservoir Stimulation, 1989.

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

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Бояркин, Алексей Александрович, Краснодар

1. Абдуллин Р. А., Питкевич В. Т., Сонич В. П., Косов А. Исследование влияния глинистых минералов на изменение водопроницаемости пород коллекторов Самотлорского месторождения // Тр. Гипротюменнефтегаз. -1973. вып. 35 . -С. 18-24.

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

3. Амиян В. А., Васильева Н. П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. М.: Недра, 1972г.

4. Ахметов А. А.. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении. - Уфа, 2000г.

5. Ахметов А. А. Капитальный ремонт скважин на уренгойском месторождении. Стратегия и технологические решения. // НТС Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. ИРЦ Газпром. -№2. 2003г.

6. Баренблатт Г.И,, Ентов В.М., Рыжик В.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. М., Недра, 1972.

7. Бачурин А. К. О возможности влияния химических реагентов на проницаемость призабойной зоны продуктивного (нефтяногоО пласта // тр. ВНИИСТ. -1975.-Вып. 31.-С. 71-75.

8. Белов В.П. Классификация м экспериментальная оценка кольматирующих свойств промывочных жидкостей и реагентов, применяемых при бурении скважин // Совершенствование процессов бурения скважин и нефтеотдачи. - Куйбышев, 1984. - 8-25.

9. Вольтерс А. А. Разработка высокоплотных технологических жидкостей на основе рассолов нитрата кальция для заканчивания и ремонта скважин. Дисс. на соиск. учен, степени конд. техн. наук. - Краснодар, 1992г.

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

11. ВЫЖИГИН Г. Б., Кривоногов А. М., Жаринов П. Г. Необратимость снижения проницаемости пород при взаимодействии бентонитового бурового раствора // Нефтегазовая геология, геофизика и бурение. -1984. -№9. - 19-21.

12. Ибрагимов Г. 3., Хисамутдинов И. И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. -М.: Недра, 1983. -312с.

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

14. Касьянов Н. М., Штырлин В. Ф. Вопросы повышения качества вскрытия продуктивных пластов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1969. -48с.

15. Левич В. F. Физико-химическая гидравлика, М,' 1959. — 699с.

16. Некрасов В. И., Вятчинин М. Г., Даутов Р. Р., Григорьев Н. М., Янтурин Р. А. Выбор жидкости и параметров глушения скважин. // Нефтяное хозяйство. -№5. -1999г. -С. 31-33.

17. Нюняйкин В. П., Генералов И: В., РогачевМ. К., Зейгман Ю. В. Совершенствование технологий глушения скважин в условиях низкопроницаемых коллекторов. Нефтяное хозяйство. -№10. -2001г. -С. 74-75.

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

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

20. Пестриков А. О кольматации призабойной зоны пласта при проводке скважин // нефтегазовая геология и геофизика. - 1968. -№9. - 42-44.

21. Питкевич В. Т., Пешков В. Е., Федорцев Ф. К., Ягафаров А. К. Влияние минерализации закачиваемой воды на проницаемость глинистых пластов // Нефтяное хозяйство. -1978. - №7. - 36-40.

22. Развитие исследований по теории фильтрации в СССР. - М.: Наука, 1969. ЗО.Роджерс В. Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей. -М.: Недра, 1967.-599с.

23. Рябоконь А., Бадовская В. И., Бояркин А. А. О выборе жидкостей для консервации нефтяных скважин. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. № 7-8, 1999г.

24. Рябоконь с. А., Горлова 3. А. Бояркин А. А. Жидкости для глушения скважин, не повреждающие коллекторские свойства пласта // Сб. трудов "НПО "Бурение". Краснодар. 2001. - №6. - 83-87.

25. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море // ЭИ №5 1996г.

26. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море // ЭИ №5 1997г.

27. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море // ЭИ №1 1997г.

28. Степанянц А. Б. Вскрытие продуктивных пластов. -М.: Недра, 1968. - 146с.

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

30. Технология приготовления и применения жидкостей без твёрдой фазы, обеспечивающая глушение скважин в условиях АВПД и сероводородной агрессии РД 39-01/02-001-89 (НПО "Бурение"), 1989 г, 44 с.

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

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

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

34. Шафраник К., Косилов А.Ф., Бояркин А.А. Технологическая жидкость на углеводородной основе для глушения и перфорации скважин // Бурение & нефть - № 10, 2002.- 20-21.

35. Уханов Р. Ф. и др. Совершенствование гидравлических методов цементирования скважин. -М.: Недра, 1978. -240с.

36. Уханов Р. Ф. и др. О гравитационном перемещении пачек жидкости в вертикальной трубе.

37. Уханов и др. О закономерностях перемещения пачки высоковязкой жидкости в вертикальной трубе. 81,Эбинджер Ч. Метод заканчивания скважин без использования жидкости высокой плотности. // Нефтегазовые технологии. -№2. -2003г. - 18-23.

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

39. Cinco-Ley, H.,"Pseudoskin Factors for Partially Penetrating Directionally Drilled Wells", SPE paper 5589, 1975.

40. Hazleft R.D. и Jenning A.R., Method for suspending wells.. Пат. 4899819 США, МКИ^ В 21 В 33/13. Заявл. 05.10.88; Опубл. 12.02.90: НКИ 166/285.

41. Karakas, М., and Tariq, S.: Semi-analytical Productivity Models for Perforated Completions, paper SPE 18271, 1988.

42. Michael J. Economides, and Kenneth G. Nolte: Reservoir Stimulation, 1989.

43. Ted Wilkes «Foam—^A Value-Adding Tool for the Next Millennium». ПРИГЛОЖЕНИЯ #