Разработка технологии применения облегченных промывочных жидкостей для повышения качества первичного вскрытия продуктивных пластов

Бабушкин, Эдуард Валерьевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка технологии применения облегченных промывочных жидкостей для повышения качества первичного вскрытия продуктивных пластов
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка технологии применения облегченных промывочных жидкостей для повышения качества первичного вскрытия продуктивных пластов"

На правах рукописи

БАБУШКИН ЭДУАРД ВАЛЕРЬЕВИЧ

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ПРИМЕНЕНИЯ ОБЛЕГЧЕННЫХ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ КАЧЕСТВА ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2011

4852272

Работа выполнена в ООО «КогалымНИПИнефть» и на кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин» Уфимского государственного нефтяного технического университета

Научный руководитель: доктор технических наук

Исмаков Рустэм Адипович

Официальные оппоненты: доктор технических наук,

ведущий научный сотрудник Крысин Николай Иванович

кандидат технических наук Фатхутдинов Исламнур Хасанович

Ведущая организация: ООО «БашНИПИнефть»

Защита диссертации состоится «29» июня 2011 г. в 16-30 на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан « » мая 2011 г.

Ученый секретарь совета

Ямалиев В.У.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследований

На многих длительно эксплуатируемых месторождениях Западной Сибири, вступивших в позднюю стадию разработки, пластовое давление снизилось, градиент пластового давления имеет значения 0,6-0,9 МПа/ЮОм и менее. Первичное вскрытие таких пластов необходимо производить промывочными растворами пониженной плотности.

Однако, до сих пор для бурения горизонтальных и наклонно-направленных скважин используют промывочные растворы на водной основе с плотностью 1080-1120 кг/м3 и фактической репрессией на продуктивный пласт до 10,0-12,0 МПа, что не соответствует действующим нормативным документам, по которым репрессия на вскрываемый горизонт не должна превышать 3,0 МПа. Основными проблемами при вскрытии продуктивных пластов в таких условиях являются поглощения промывочных жидкостей вследствие гидроразрыва пород, дифференциальные прихваты бурильного инструмента, снижение продуктивности скважин в результате ухудшения фильтрационных свойств пласта.

Актуальной задачей современной буровой технологии является повышение качества вскрытия продуктивных пластов на основе выполнения комплекса исследований путей снижения плотности и разработки новых промывочных растворов, методов их приготовления, регулирования свойств и применения в конкретных горно-геологических условиях строительства скважин.

Цель работы

Повышение качества первичного вскрытия продуктивных пластов, увеличение продуктивности скважин путем применения облегченных промывочных жидкостей.

Основные задачи исследований

1. Анализ существующих методов регулирования репрессии на пласт при бурении скважин, способов снижения плотности промывочных растворов при вскрытии продуктивных пластов.

2. Анализ текущих пластовых давлений на месторождениях когалымского региона и обоснование необходимой плотности промывочного раствора.

3. Разработка рецептур и технологии применения облегченных промывочных растворов на водной основе плотностью менее 1060 кг/м3.

4. Проведение опытно-промысловых испытаний и внедрение разработанных промывочных растворов при строительстве скважин с аномально-низкими пластовыми давлениями (АНГТД).

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались путем анализа результатов геофизических и гидродинамических исследований скважин, лабораторными исследованиями облегчающих добавок и промывочных растворов с применением методов планирования эксперимента, стандартными исследованиями параметров промывочных растворов на сертифицированном оборудовании, исследованиями фильтрационных свойств промывочных растворов на естественном керновом материале.

Достоверность научных положений подтверждена результатами промышленного использования разработанной технологии.

Научная новизна

1. Реализован принцип обеспечения седиментационной устойчивости облегченной алюмосиликатными или натрийборсиликатными полыми микросферами промывочной жидкости применением водорастворимых гидрофобизаторов на основе катионных (ИВВ-1), неионогенных (неонол БС-1) и комплексных (нефтенол ГФ) поверхностно-активных веществ (ПАВ).

2. Установлено, что облегченный раствор улучшенного качества можно получить путем предварительной гидрофобизации поверхности

алюмосиликатных полых микросфер в среде частично омыленных кубовых остатков синтетических жирных кислот (СЖК) совместно с ПАВ (например, синол АН-1 или ОП-Ю).

3. Теоретически обосновано и экспериментально подтверждено получение стабильной облегченной безглинистой промывочной жидкости использованием в качестве аэрирующих средств поверхностно-активного неионогенного пенообразователя (МЛ-81Б, ОП-Ю, неонол) совместно с карбонатом (гидрокарбонатом) натрия и сульфаминовой кислотой, а в качестве стабилизатора - комплексных реагентов на основе микробных и природных полисахаридов.

Основные защищаемые положения

1. Количественная оценка уровня снижения продуктивности скважины из-за избыточной репрессии при вскрытии пласта.

2. Результаты лабораторных исследований и способы снижения плотности промывочных жидкостей применением газо- и пенообразующих составов и вводом полых микросфер.

3. Технология стабилизации и применения облегченного алюмосиликатными и стеклянными микросферами раствора для первичного вафытия продуктивных пластов.

4. Результаты опытно-промысловых работ при вскрытии продуктивных пластов облегченными промывочными растворами на месторождениях когалымского региона.

Практическая ценность и реализация работы в промышленности

По результатам проведенных исследований разработаны:

- облегченный промывочный раствор на основе алюмосиликатных микросфер плотностью 980-1060 кг/м3 (патент РФ № 2309970), внедренный при бурении 23 скважин в ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь»;

- газовыделяющий и пенообразующий состав для первичного вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин (патент РФ № 2327853);

- облегченный промывочный раствор на основе СЖК и

алюмосиликатных микросфер (патент РФ № 2330869);

- облегченный промывочный раствор на основе натрийборсиликатных микросфер плотностью 900-1000 кг/м3, внедренный при бурении 9 скважин в ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь».

Разработаны для применения на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ -Западная Сибирь»: инструкция на приготовление и применение раствора, облегченного алюмосиликатными микросферами для бурения горизонтальных скважин; инструкции на приготовление и применение газовыделяющего пенообразующего состава низкой плотности и облегченного раствора на основе СЖК; регламент на приготовление и применение облегченного стеклянными микросферами промывочного раствора для вскрытия продуктивных пластов с АНПД в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах.

Материалы диссертационной работы вошли в групповые проекты, используемые при строительстве скважин на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь».

Апробация результатов работы диссертации

Материалы диссертационной работы представлялись на: VIII конкурсе ОАО «ЛУКОЙЛ» на лучшую научно-техническую разработку молодых ученых и специалистов за 2006 г.; II научно-практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности» (Когалым, 2006 г.); VII научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (г. Геленджик, 2007 г.); XXIII межотраслевой научно-практической конференции (г. Анапа, 2008 г.); Всероссийской научно-практической конференции в рамках VIII конгресса нефтепромышленников России «Новые технологии и безопасность при бурении нефтяных и газовых скважин» (г. Уфа, 2009 г.); II Международной научно-технической конференции «Повышение качества строительства скважин», посвященной памяти М.Р. Мавлютова (г.Уфа, 2010 г.).

Публикации

По материалам исследований опубликовано 10 научных работ, в том числе три патента на изобретение, две статьи опубликованы в ведущем рецензируемом научном журнале, рекомендованном ВАК Министерства образования и науки РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 275 страницах машинописного текста, содержит 56 таблиц, 55 рисунков. Состоит из введения, четырех глав, основных выводов и результатов, 9 приложений. Список использованных источников включает 123 наименования.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и основные задачи исследований, научная новизна и практическая ценность диссертации.

В первой главе рассмотрено современное состояние технологий первичного вскрытия продуктивных пластов с применением методов регулирования репрессии на пласт.

Большой вклад в решение вопросов качественного вскрытия пластов с использованием промывочных систем на водной и углеводородной основе внесли A.B. Амиян, В.А. Амиян, O.K. Ангелопуло, И.И. Белей, А.И. Булатов, C.B. Васильченко, А.Н. Гноевых, Г.В. Конесев, В.Н. Кошелев, Н.И. Крысин, В.А. Куксов, А.Н. Лобкин, P.P. Лукманов, М.Р. Мавлютов, C.B. Меденцев, В.И. Нифонтов, А.И. Пеньков, В.М. Подгорнов, В.Н. Поляков, Б.А. Расстегаев, С.А. Рябоконь, K.M. Тагиров, А.У. Шарипов, З.М. Шахмасв, Тихуана Дево, Алессандро Кой, Martin Cowie, Stephen Vickers и др.

В настоящее время все большее число нефтедобывающих компаний в России и за рубежом при разработке малодебитных низконапорных залежей или возврате к разработке истощенных продуктивных горизонтов на эксплуатируемых месторождениях сталкиваются с дополнительным

загрязнением продуктивных пластов в результате неоправданно высоких репрессий при первичном вскрытии.

Так на месторождениях Западной Сибири, большая часть которых разрабатывается с 70-х годов ХХ-го века, продуктивные горизонты имеют градиенты пластовых давлений от 0,9 до 0,6 МПа/ЮОм. Среди наиболее значимых осложнений, связанных с первичным и вторичным вскрытием истощенных горизонтов можно отметить прихваты колонн из-за дифференциального давления, существенное загрязнение коллекторов промывочными растворами или жидкостями заканчивания и, как следствие, затруднение вызова притока и снижение дебита скважин.

Плотность раствора является одним из основных показателей, оказывающих значительное влияние на качество вскрытия продуктивного пласта. Лабораторными исследованиями на керновом материале и анализом промысловых данных подтверждено, что при увеличении плотности промывочного раствора при вскрытии продуктивных пластов с 1100 кг/м3 до 1300 кг/м3 (создании дополнительной репрессии на пласт 3,0-5,0 МПа) продуктивность скважин снижается на 15-20 %.

Анализ исследований отечественных и зарубежных учёных и технологий первичного вскрытия продуктивных пластов с АНПД показал, что в настоящее время известными способами снижения репрессии при вскрытии продуктивного пласта является бурение:

- с продувкой воздухом (инертными газами);

- с промывкой пеной;

- с промывкой аэрированной жидкостью;

- с промывкой растворами на углеводородной основе (РУО);

- с промывкой растворами, облегченными полыми микросферами.

Основными недостатками применения воздуха (газа) и газожидкостных

систем являются необходимость использования дополнительного дорогостоящего оборудования, требующего квалифицированного обслуживания, увеличение абразивного и коррозионного износа бурильных

труб и оборудования, необходимость заполнения скважины жидкостью при проведении отдельных видов геофизических работ. К недостаткам РУО относятся повышенная экологическая и пожарная опасность, высокая стоимость, затруднения в утилизации шлама.

Опыт применения полимерных, атомосиликатных и стеклянных микросфер в промывочных растворах известен как в России, так и за рубежом. В частности, данный вопрос изучали Н.Ф. Кагарманов, И.И. Клещенко, В.Н. Кошелев, K.JI. Минхайров, А.И. Пеньков, А.К. Ягафаров, а также зарубежные исследователи: Blanco, Medley, Montgomery, Ramirez и др. В большинстве случаев применение микросфер было обосновано необходимостью ликвидаций поглощений при бурении трещиноватых, высокопроницаемых пластов. Вместе с тем, вопросы применения облегченных микросферами промывочных растворов для повышения качества вскрытия пластов остаются малоизученными. Особенно актуально это при бурении горизонтальных скважин, количество которых за последние годы значительно увеличилось.

Для повышения качества вскрытия продуктивных пластов с АНПД и соблюдения требований безопасности перспективны технологии бурения на пониженной репрессии, достижимой при применении промывочных растворов низкой плотности. Из проведенного анализа следует, что наиболее перспективными и технологичными в применении являются облегченные промывочные растворы на водной основе с добавлением легких наполнителей -алюмосиликатных и натрийборсиликатных микросфер или системы, получаемые с применением газо- и пенообразующих реагентов. Для подтверждения данного предположения необходимы проведение лабораторных исследований, разработка технологии применения и проведение промысловых испытаний облегченных растворов,

Во второй главе обоснован выбор методов экспериментальных исследований, которые использовались при выполнении диссертационной работы.

Для достижения поставленных задач необходимо оценить: технические характеристики облегчающих добавок (прочность, геометрические размеры, плотность); влияние ввода облегчающих добавок и процессов газо- и пенообразования на общие технологические параметры облегченных растворов (плотность, стабильность, реологические характеристики и др.); влияние микросфер на фильтрационные свойства облегченных растворов (проницаемость корки) и качество вскрытия продуктивных пластов.

Для оценки прочности облегчающих добавок разработана методика определения количества разрушившихся микросфер под действием гидростатического давления, которая обеспечивает высокую воспроизводимость результатов и основана на учете разности плотностей целых и разрушенных частиц микросфер.

Стандартные методы исследований облегченных промывочных растворов включали в себя определение плотности, показателя фильтрации, реологических и структурно-механических свойств, коэффициента трения в среде промывочного раствора, водородного показателя и др. в соответствии с РД 39-00147001-773-2004 «Методика контроля параметров буровых растворов».

В группу специальных методов, при которых моделировались термобарические условия бурения скважин, входило изучение фильтратоотдачи облегченного раствора в условиях высоких давлений и температур; динамические фильтрационные исследования на приборе FANN 90; определение коэффициента восстановления проницаемости после фильтрации промывочного раствора на естественном керновом материале; исследования триботехнических свойств растворов на «Машине для испытания материалов на трение и износ ИИ 5018».

В третьей главе рассмотрены геолого-технические условия бурения скважин на месторождениях когалымского региона Западной Сибири. Проведен анализ пластовых давлений по основным эксплуатационным объектам за 2008-2010 г.г. Установлено, что большинство месторождений,

вступивших в позднюю стадию разработки, имеют аномально низкие пластовые давления, обусловленные причинами техногенного характера. По результатам анализа пластовых давлений за 2008 г. были определены участки, на которых допустимо применение промывочных растворов обычной плотности (1060-1120 кг/м3) - это 18% от общего количества скважин (99 скважин из 570). Для 184 скважин (32%) актуальным является применение облегченного промывочного раствора плотностью 1000-1050 кг/м3, для 180 скважин (32%) необходимо применение растворов плотностью 900-990 кг/м3. В 107 скважинах (18%) необходимо применять растворы плотностью 700-890 кг/м3.

Аналогичный анализ проведен в 2009 и 2010 годах. Анализ показал, что в 2009 г., по сравнению с 2008 г., количество скважин, на которых необходимо применять промывочные растворы обычной плотности, увеличилось с 18% до 24% и с 32% до 40% увеличилась доля скважин, где необходимо применять облегченные растворы плотностью 1000-1050 кг/м3, а количество скважин, в которых необходимо применять сверхлегкие промывочные растворы (плотностью 700-990 кг/м3) уменьшилось с 50% до 36%. В 2010 г. требуемые значения плотности по всем месторождениям находились в диапазоне от 890 до 1000 кг/м3. Практически по всем месторождениям в 2009 г. фактическая плотность раствора при вскрытии продуктивных пластов превышала требуемые значения (рисунок 1).

Из-за наличия в разрезе месторождений когалымского региона водоносных горизонтов с гидростатическим пластовым давлением, находящихся выше продуктивных пластов с АНПД, требуется изменение конструкции эксплуатационных скважин при применении облегченных растворов. В связи с этим выполнено обоснование изменения конструкции скважин с учетом геологического строения месторождений и разработана технология вскрытия продуктивных пластов на облегченном промывочном растворе.

1160 г— — 1140

1100 1080 1060 1040 1020 1000 580 960 940 920 900 880 860 840

Фгкшческа» плотность применяемых расторое

Объекы

в Минимальное значение плотности (с запасом 5%)

В Максимально значение плотности (с запасом 3,0 МПа)

Рисунок 1 - Минимально необходимая и максимально допустимая плотность промывочного раствора (в соответствии с требованиями п. 2.7.3.3 ПБ-08-624-03) по объектам месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» на 2009 г.

Для снижения репрессии на продуктивный пласт возможно использование облегченных промывочных растворов, полученных с применением газо- и пенообразующих реагентов. В качестве газовыделяющих реагентов предложено использовать кальцинированную соду (карбонат натрия) или пищевую соду (гидрокарбонат натрия), а в качестве газообразующего реагента - сульфаминовую кислоту (патент РФ № 2327853).

В результате реакции между этими компонентами образуется диоксид углерода:

№2С03 + 2 (Ш2803)Н = 2 Ыа(Ш2803) + С02Т + Н20 ИаНСОз + (Ш2803)Н = Ка(]ЧН2803) + С02Т + Н20 Регулирование плотности промывочной жидкости при этом может осуществляться количеством реагирующих газообразующих компонентов, соотношением и концентрацией ПАВ, что позволит регулировать забойное давление и осуществлять необходимый режим вскрытия пластов.

Однако основным недостатком газожидкостных смесей является непостоянство плотности по стволу скважины вследствие сжимаемости газовой составляющей под действием давления. Применение газонаполненных микросфер, имеющих твердую внешнюю оболочку, позволит избежать этого и получить относительно несжимаемые облегченные промывочные растворы.

Для получения промывочных растворов плотностью менее 1060 кг/м3 исследованы образцы алюмосиликатных полых микросфер (АСПМ) ЗАО «Гранула» (Россия) и натрийборсиликатных микросфер (НБСМ) компании «ЗМ» (Франция), характеристика которых представлена в таблице 1.

Таблица 1 - Плотность микросфер различных марок

Производитель Марка Плотность, кг/м3

ЗАО «Гранула», Россия «йгапи^ЬЬ), «йгапи^ЬМЛ^а» 650-750

«(ЭтапиН^-Шта 300» 550-600

МС-400 600-700

Компания «ЗМ», Франция НвБ 4000 380

НОЭ 5000 380

Шв 6000 460

НЮв 8000Х 420

ШЭ 10000 600

ТОБ 18000 600

Расчетное снижение плотности промывочного раствора при введении облегчающих добавок различного типа приведено на рисунке 2.

Расчеты показали, что добавление к раствору натрийборсиликатных (стеклянных) микросфер ШБ 4000 и ШБ 5000 позволяет получить промывочные растворы плотностью 900-1000 кг/м3 при концентрации до 10% по массе. Для получения такой же плотности раствора с использованием «ОгапиН§Ы» («Гранулайт») или ШБ 10000, имеющих плотность 600-750 кг/м3 потребуется в 2-3 раза больший расход наполнителя.

X £

й в

1020 1000 960 960 940 920 900 880

'—

(---> '----- ____

2 3 4 5 6 7

Количество добавленных микросфер, 9> мае.

• -ТЮБ 4000"

~й^"МС-400"

"НвБ10000"

•"Гранулайт"

Рисунок 2 - Расчетная зависимость плотности пресного биополимерного раствора от типа и количества облегчающих добавок

Исследованиями разных марок АСПМ и НБСМ по разработанной методике установлено количество микросфер, разрушающихся под действием давления (рисунок 3).

ф г X

г с

-х.

—*~АСПМ (МС-400) -*-ДСПМ (6гапи11§Ь1-иИга)

Давление, МПа "НБСМ ("ЗМ" НбБ 10000) ■НБСМ("ЗМ" НбБ 8000Х)

НБСМ ("ЗМ" НбБ 6000)

Рисунок 3 - Разрушение микросфер под действием давления

Установлена низкая прочность АСПМ МС-400 - при 30,0 МПа разрушается 61% микросфер. Стеклянные микросферы HGS 6000 обладают прочностью на уровне микросфер «Granulight-Ultra» («Гранулайт-Ультра»), Высокая прочность у АСПМ «Гранулайт-Ультра 300» (опытное производство) сопоставима с прочностью НБСМ марки HGS 10000. Однако наибольшими прочностными характеристиками из всех исследованных микросфер обладают HGS 8000Х, не разрушающиеся под действием давления 30,0 МПа.

Исследован фракционный состав АСПМ МС-400 до и после воздействия давления. Результаты ситового анализа приведены на рисунке 4.

Размер фракции, мм —♦■•до разрушения -••-после разрушения

Рисунок 4 - Результаты ситового анализа микросфер МС-400

По результатам анализа установлено, что основная часть микросфер имеет размер 100-400 мкм. После воздействия давления и разрушения АСПМ уменьшается количество крупных фракций (400 мкм). За счет образовавшихся обломков увеличивается количество мелких фракций.

При изучении влияния микросфер на параметры полимер-глинистого раствора на водной основе установлено, что данная система не стабильна во времени, разница плотностей в течение суточного отстоя (показатель стабильности) составляет 30-50 кг/м3 и более. За счет увеличения СНС можно добиться большей стабильности, но при этом реологические параметры раствора будут высоки, что ставит под сомнение технологичность применения

данного раствора.

Из теории гидрофобных взаимодействий известно, что при применении в составе промывочных растворов некоторых ионогенных ПАВ, сорбция их на поверхности дисперсной фазы (глинистых частиц) может сопровождаться значительным увеличением межфазного натяжения. В результате при взаимодействии частиц дисперсной глинистой фазы и молекул ПАВ в щелочной среде образуются гидрофобизированные ревертивные структуры, в которых ориентация дифильных молекул противоположна по сравнению с их ориентацией при изоэлектрическом состоянии глинистой поверхности. Ревертивные структуры обладают повышенной энергией межчастичного притяжения (слипания), вклад в которую, наряду с Ван-дер-Ваальсовыми силами, вносят силы гидрофобной ассоциации ревертивных структур. Поэтому интегральная энергия притяжения для микроревертивных структур оказывается выше.

Комплексные ионогенные ПАВ, гидрофобизируя поверхность дисперсных частиц, увеличивают энергию их взаимного притяжения. Для повышения стабильности облегченных микросферами промывочных растворов нами обосновано использование в их составе комплекса ПАВ, способных гидрофобизировать поверхность микросфер и предотвращать явления флотации и седиментации. Таким образом реализован принцип гидрофобизации из водной среды дисперсной фазы облегченного раствора, представленной алюмосиликатными полыми микросферами, применением ПАВ (патент РФ № 2309970), а также разработаны облегченные растворы улучшенного качества с предварительной выдержкой микросфер в среде частично омыленных кубовых остатков синтетических жирных кислот совместно с ПАВ (патент РФ № 2330869). В результате получены стабильные промывочные растворы (показатель стабильности по ЦС-2 < 20 кг/м3) с соответствующими показателями реологических свойств.

С целью определения оптимального состава облегченного промывочного раствора была разработана матрица планированного эксперимента, выбран

параметр оптимизации (плотность раствора). При выполнении опытов использовался полнофакторный эксперимент типа 2" для исследования влияния трех факторов на величину плотности облегченного раствора. В качестве основных факторов, определяющих свойства раствора, были выбраны массовые содержания карбонатного кольматанта (мел) - микросфер - и карбоксиметилированного крахмала КМК-Бур - хз.

В результате статистической обработки экспериментальных данных получены следующие уравнения регрессии:

- для АСПМ:.у = 0,9197 + 0,01554*, - 0,00217л*

- для НБСМ:>>= 0,9361 + 0,00943*;- 0,0105*2

Анализ уравнений регрессии показал, что при содержании карбонатного кольматанта 4-5 % оптимальные концентрации микросфер составляют: 5-8 % АСПМ при плотности раствора 980 кг/м3 и 5-7 % НБСМ при плотности раствора 900 кг/м3.

В таблицах 2 и 3 показано влияние микросфер на технологические параметры пресного и слабоминерализованного растворов. С увеличением содержания микросфер снижается плотность, повышаются показатели реологических свойств растворов (пластическая вязкость, динамическое напряжение сдвига), снижается показатель фильтрации.

Таблица 2 - Параметры пресных облегченных промывочных растворов

Параметры раствора Значения параметров при содержании облегчающей добавки, %

Исходный МС-400 НОЗ 4000

5% 10% 15% 1,6% 3,2% 7,3%

р, кг/м"1 1015 990 965 945 980 950 905

УВ, с 45 65 86 100 48 59 92

Ф, см3/30 мин 7,0 4,5 4,4 3,5 4,2 3,2 3,2

К, мм 0,2 0,3 0,3 0,2 0,2 0,3 0,3

Лпл, мПа-с 15,4 18,3 19,2 24,2 15,6 17,3 21,2

ДНС, дПа 108,5 137,3 175,7 212,7 116,2 122,9 163,2

СНС„ю,дПа 27,8/35,5 32,6/39,9 30,7/36,9 30,7/34,1 27,4/31,7 25,9/32,2 29,8/34,1

РН 10,25 10,24 9,96 9,75 9,94 9,92 9,92

Примечание, р - плотность; УВ - условная вязкость; Ф - показатель фильтрации; К -толщина корки; т]™- пластическая вязкость; ДНС - динамическое напряжение сдвига; СНС - статическое напряжение сдвига; рН - водородный показатель.

Таблица 3 - Параметры слабоминерализованных облегченных промывочных растворов

Параметры раствора Значения параметров при содержании облегчающей добавки, %

Исходный Шй 4000 СгапиНйЫ МС-400

1% 3% 5% 3% 7% 4%

р, кг/м3 1030 1020 980 950 1005 990 1010

УВ, с 53 72 100 150 90 116 107

Ф, см3/30 мин 7,4 3,8 2,7 2,1 зд 2,7 3,0

К, мм 1,0 0,1 0,1 0,1 0,2 0,1 0,1

Л гш, мПа-с 14,9 18,1 20,8 24,8 20,6 21,6 21,8

ДНС, дПа 111,4 135,4 154,1 177,1 144,0 172,3 173,3

СНСшо, дПа 24,9/32,2 34,1/50,4 35,1/51,4 40,3/55,7 32,6/48,5 33,1/48,9 36,9/56,2

рН 9,97 9,91 9,72 9,58 9,00 9,30 9,62

Примечание. Стабильность по ЦС-2 < 20 кг/м3 для всех растворов.

Для повышения качества вскрытия пластов необходимо применение растворов с минимальными значениями показателей фильтратоотдачи и проницаемости фильтрационной корки. Исследования фильтрационных корок, образуемых растворами, содержащими АСПМ и дополнительно кольматирующие добавки показали, что эта задача решаема. Фильтрационные корки получали на пресс-фильтре при перепаде давления 0,7 МПа и площади фильтрации 22,05 см2. По истечении 30 минут облегченный раствор из пресс-фильтра выливали, полученную корку на фильтре промывали под слабой струей воды, пресс-фильтр заполняли пресной водой. Затем замеряли динамику фильтрации пресной воды (отфильтровавшийся объем в зависимости от времени) через корку. На рисунке 5 представлены результаты фильтрации воды через корки, образованные растворами содержащими:

1) 10% микросфер, без каких-либо кольматирующих добавок;

2) 10% микросфер (после выдержки раствора в автоклаве при давлении 30 МПа и температуре 70 °С в течение одного часа);

3) дополнительно мел в количестве 1%;

4) дополнительно 1 % глинистой фазы (глинопорошок марки ПБМВ).

Время фильтрации,мин МС-400 +1% мел 10% МС-400 после давления

"«¡-10% МС-400 **■ 10% МС-400 + 1%ПБМВ

Рисунок 5 - Динамика фильтрации воды через фильтрационные корки облегченных растворов

После воздействия давления, по-видимому, происходит образование более плотной фильтрационной корки за счет меньшего размера разрушенных микросфер, скорость фильтрации воды через корку значительно ниже, чем в растворе с целыми микросферами. Из приведенных данных следует, что облегченный раствор образует фильтрационные корки меньшей проницаемости при наличии небольшого количества глинистой фазы или мела, что положительно скажется на фильтрационно-емкостных свойствах призабойной зоны продуктивного пласта.

На установке «Машина для испытания материалов на трение и износ ИИ 5018» изучено влияние микросфер на триботехнические свойства раствора. По результатам исследований установлено, что в безглинистых биополимерных растворах коэффициент трения ниже, чем в среде глинистого раствора. Добавка микросфер незначительно изменяет коэффициент трения безглинистого раствора. Скорость изнашивания образца из стали 40ХН в растворе с добавлением микросфер ниже, чем в аналогичном растворе, имеющем в своем составе мраморную крошку.

Для оценки влияния облегченных промывочных растворов на качество вскрытия пласта проведены исследования фильтрации растворов, облегченных АСПМ (МС-400) и НБСМ (НОБ 4000) на естественном керновом материале. Установлено, что данные растворы обладают высокими значениями коэффициента восстановления проницаемости - 85 и 72 %, соответственно.

В четвертой главе приведены результаты внедрения разработанных облегченных АСПМ и НБСМ промывочных растворов на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».

Промысловые испытания разработанного облегченного раствора на основе АСПМ плотностью 1020 ± 20 кг/м3 проведены в наклонно-направленной скважине № 227 куста № 43 Кустового месторождения без изменения конструкции и при строительстве более 20 горизонтальных скважин.

Опытно-промысловые работы (ОПР) с облегченным НБСМ раствором проводились при вскрытии продуктивных пластов в четырех горизонтальных скважинах, а также в пяти наклонно-направленных скважинах на Кечимовском месторождении со следующей конструкцией: на кровлю продуктивного пласта спускалась и цементировалась эксплуатационная колонна диаметром 168 мм, продуктивный пласт вскрывался на облегченном промывочном растворе, после чего в скважину спускался цементируемый хвостовик диаметром 102 мм.

Плотность растворов, облегченных НБСМ при бурении скважин на Кечимовском месторождении составила от 920 до 1000 кг/м3. При этом в процессе вскрытия продуктивного пласта на всех скважинах наблюдался некоторый рост плотности бурового раствора (на 30-60 кг/м3), что связано с особенностями использования средств очистки бурового раствора (для предотвращения потери микросфер на виброситах устанавливаются крупные сетки, илоотделители частично удаляют из раствора целые микросферы, центрифуга не применяется) и разрушением части микросфер. Несмотря на это, плотность раствора находилась в пределах, предусмотренных программой ОПР (менее 1000 кг/м3), репрессия при вскрытии продуктивного пласта была в диапазоне 1,8-2,4 МПа, то есть не превышала установленные пределы.

Для подтверждения целесообразности применения новой технологии и расчета экономической эффективности проведен анализ работы опытных скважин после ввода их в эксплуатацию. В таблице 4 приведены значения коэффициента продуктивности для горизонтальных скважин на пласт БВ2Нонг-Еганского месторождения ООО «ЛУКОЙЛ-Западня Сибирь», на которых были проведены ОПР, в сравнении со скважинами, пробуренными с растворами обычной плотности (1100 кг/м3).

Таблица 4 - Продуктивность скважин, пробуренных на обычных и облегченных АСПМ растворах

№ куста о ¡8 Деб вь 'ит после [вода на эежим Динам, уровень, м Текущее Рпл., МПа (при Нпл 2240 м) Рзаб, МПа АР, МПа я С ! ■ъ Рч с и Длина гориз. участка, м Дина нефтенасыщ. зоны, м о Ьа ^ч О 2 Кпо, % Кпр, •10"3 мкм2

11 О * (3 нефти, т/сут в ю О

Базовые скважины на растворе обычной плотности

43 1000Г 126 72 43 600 20,0 16.4 3.6 35.0 369.3 247.4 0.14 20.83 28.60

43 2107Г 84 60 28 1720 20,0 5.2 14.8 5.68 314.7 253.8 0.02 19.85 15.80

Среднее значение 105 66 36 1160 20,0 10.8 9.2 20.34 342.0 250.6 0.08 20.34 22.20

Опытные скважины, пробуренные облегченным АСПМ раствором

38 1112Г 84 78 1 963 20,0 12.77 7.23 11.62 249.0 210.6 0.06 19.10 6.65

38 1110Г 99 91 7 365 20,0 18.75 1.25 79.20 402.4 361.0 0.22 19.44 18.23

38 1109Г 81 80 1 840 20,0 14.0 6.0 13.50 406.1 261.4 0.05 18.57 8.24

38 29 ЮГ 109 12 89 412 20,0 18.28 1.72 63.37 192.5 67.6 0.94 21.49 77.31

Среднее значение 93 65 26 645 19,6 15.95 3.68 43.05 312.5 225.2 0.32 19.65 27.61

Коэффициенты удельной продуктивности скважин, пробуренных на облегченном АСПМ растворе выше в среднем в 4 раза, чем на растворе обычной плотности (4 скважины куста № 38 по опытной технологии, 2 скважины куста № 43 по базовой технологии).

По наклонно-направленным скважинам Кечимовского месторождения, пробуренным со вскрытием продуктивного пласта на облегченном НБСМ растворе и с изменением конструкции, также отмечается увеличение удельного

коэффициента продуктивности.

Таким образом, по результатам промысловых испытаний установлено:

1) по пробуренным на облегченном растворе скважинам отмечается увеличение начального дебита по сравнению со скважинами, пробуренными на растворах обычной плотности;

2) применение в качестве облегчающей добавки микросфер позволяет приготовить в условиях буровой облегченный раствор плотностью 900-1060 кг/м3 с удовлетворительными технологическими параметрами;

3) в процессе бурения происходит разрушение части микросфер и наблюдается некоторое повышение плотности раствора за счет оболочек разрушенных микросфер, что подтверждает результаты проведенных ранее лабораторных исследований и теоретические расчеты;

4) плотность облегченного АСПМ промывочного раствора находилась в пределах 1000-1060 кг/м3, плотность облегченного НБСМ промывочного раствора - 900-1040 кг/м3.

В соответствии с «Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов», принятыми в ОАО «ЛУКОЙЛ», проведен расчет экономической эффективности, исходя из условий максимальных материальных затрат (применение облегченных НБСМ растворов и изменение конструкции скважин) на примере строительства скважин на пласт АВ^ на Кечимовском месторождении. Результаты расчета показали, что при увеличении начального дебита по нефти на 13% (2,3 т/сут.) и дополнительной добыче за 15 лет 4130 тонн нефти, чистый приведенный доход (№>У) на одну скважину увеличится на 2,09 млн. руб. по сравнению с базовой технологией.

Основные выводы и результаты

установлено, что более 70% промывочных растворов плотностью 1060-1100 кг/м3, традиционно используемых для первичного вскрытия продуктивных пластов, создают репрессию до 10,0-12,0 МПа, что существенно ухудшает фильтрационно-емкостные свойства коллекторов.

2. Разработана рецептура облегченного безглинистого промывочного раствора на основе поверхностно-активного пенообразователя и газогенерирующих агентов, обладающая высокой устойчивостью благодаря предложенной композиции реагентов стабилизаторов. В качестве газогенерирующих агентов обосновано применение карбоната (гидрокарбоната) натрия совместно с сульфаминовой кислотой, а в качестве стабилизаторов - композиции реагентов на основе микробных и природных полисахаридов.

3. Разработаны рецептуры облегченных растворов, с использованием гидрофобизированных специальными композициями ПАВ алюмосиликатных и натрийборсиликатных микросфер, обладающие высокой стабильностью, хорошими коркообразующими свойствами и обеспечивающие по данным экспериментальных исследований восстановление проницаемости продуктивного пласта на 72-85 %.

4. По результатам бурения скважин в условиях низких пластовых давлений достигнуто увеличение удельного коэффициента продуктивности по сравнению с применяемой ранее технологией до 5,8 раз по наклонно-направленным скважинам и до 7,8 раз по горизонтальным скважинам.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих научных трудах, в том числе № 3, 7 - в журнале, рекомендованном ВАК Министерства образования и науки РФ, отражены в трех патентах РФ:

1. Бабушкин Э.В. Разработка и результаты промысловых испытаний облегченных буровых растворов / Э.В. Бабушкин, P.P. Лукманов // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности: Сборник докладов 2-й науч. - практ. конф. - Уфа: ООО «Монография», 2006. - С. 403-407.

2. Бабушкин Э.В. Исследование эффективности ингибирующих добавок к буровым растворам / Э.В. Бабушкин, Р.З. Лукманова, Н.В. Воронкова,

П.А. Багаев // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности: Сборник докладов 2-й науч. - практ.' конф. -Уфа: ООО «Монография», 2006. - С.433-436.

3. Лукманов Р.Р, Исследование дисперсности и коркообразующих свойств кислоторастворимых кольматантов для буровых растворов / P.P. Лукманов, Э.В. Бабушкин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2007. - № 10 - С. 25-29.

4. Бакиров Д.Л. Специальные буровые и тампонажные растворы, метод вторичного вскрытия продуктивных пластов на месторождениях Западной Сибири / Д.Л. Бакиров, Э.В. Бабушкин, В.А. Бурдыга, В.Н. Шумаков // Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: Тез. докл. 7 науч. - практ. конф. -М: ЗАО «Нефтяное хозяйство», 2007. С. 12-13

5. Бабушкин Э.В. Опыт разработки и результаты применения облегченных буровых растворов на месторождениях Среднего Приобья» / Э.В. Бабушкин, Ф.Ф. Нурлыгаянов //Интервал, 2008 - № 12 - С. 28-31.

6. Бабушкин Э. В. Разработка и опыт применения облегченных полыми микросферами буровых растворов на месторождениях когалымского региона / Э.В. Бабушкин, Д.Л. Бакиров // Материалы всероссийской науч. - практ. конф. г. Уфа, 2009. С. 95-96.

7. Бабушкин Э. В. Разработка и применение облегченных полыми микросферами буровых растворов на месторождениях Когалымского региона / Э.В. Бабушкин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2009. - № 10 - С. 24-29.

8. Пат. 2309970 Российская Федерация, МПК С 09 К 8/24. Буровой раствор низкой плотности (варианты) / Лукманов P.P., Лукманова Р.З., Бабушкин Э.В., Воронкова Н.В. ; заявитель ООО КогалымНИПИнефть, патентообладатель ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». - № 2006116207/03; заявл. 11.05.06; опубл. 10.11.07, Бюл. № 31.

9. Пат. 2327853 Российская Федерация, МПК Е 21В 21/14, С 09 К 8/38. Газовыделяющий пенообразующий состав для первичного вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин / Лукманов P.P., Лукманова Р.З., Бабушкин Э.В., Подкуйко П.П., Абдрахманов Р.Х. ; заявитель и патентообладатель ООО КогалымНИПИнефть. - № 2006130618/03; заявл. 24.08.06; опубл. 27.06.08, Бюл. № 18.

10. Пат. 2330869 Российская Федерация, МПК С 09 К 8/10. Облегченный буровой раствор для вскрытия продуктивного пласта / Лукманов P.P., Лукманова Р.З., Бабушкин Э.В., Подкуйко П.П.; заявитель и патентообладатель ООО КогалымНИПИнефть. - № 2006140033/03; заявл. 13.11.06 ; опубл. 10.08.08, Бюл. № 22.

Подписано в печать 20.05.11. Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16.

Гарнитура «Times». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1. Тираж 90. Заказ 80. Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета Адрес типографии: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Бабушкин, Эдуард Валерьевич

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. Современное состояние технологий вскрытия продуктивных пластов применением методов регулирования дифференциального давления.

1.1 Анализ применения облегченных промывочных растворов для улучшения качества вскрытия коллекторов.

1.2 Методы регулирования репрессии на пласт при бурении скважин.

1.3 Обоснование требований к облегченным промывочным растворам

1.4 Цель и задачи исследований.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 1.

ГЛАВА 2. Методы исследования качества облегченных промывочных растворов.

2.1. Особенности методов измерения параметров облегченных44 промывочных жидкостей.

2.2. Методика исследования прочности облегчающих добавок -микросфер.

2.3. Методика измерения показателя фильтрации промывочных жидкостей при высоких температурах и давлениях при помощи фильтр-пресса фирмы OFITE.

2.4. Методика исследований фильтрации промывочных растворов в динамических условиях на установке FANN 90.

2.5. Методика исследований влияния промывочных жидкостей на коллекторские свойства пород на установке FFES-655.

2.6. Методика исследований влияния промывочных жидкостей на коллекторские свойства пород на установке УИПК-1 (установка исследования проницаемости кернов).

2.7. Методика исследования триботехнических свойств промывочных растворов.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 2.

ГЛАВА 3. Разработка рецептур и технологии применения облегченного промывочного раствора применительно к условиям бурения скважин на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».

3.1 Анализ геолого-технических условий бурения скважин при АНПД и обоснование выбора конструкции скважин.

3.2 Обоснование конструкции скважин для вскрытия продуктивных пластов на облегченном промывочном растворе.

3.3 Подготовительные работы и технология вскрытия продуктивного пласта на облегченном промывочном растворе.

3.4 Разработка облегченного промывочного раствора с применением газо- и пенообразующих реагентов.

3.5 Разработка промывочного раствора, облегченного алюмосиликатными микросферами.

3.6 Разработка промывочного раствора облегченного стеклянными микросферами.

3.7 Исследование влияния разработанного промывочного раствора на • проницаемость кернов.

3.7.1 Фильтрационные исследования облегченных промывочных растворов на установке БАКМ 90.

3.7.2Фильтрационные исследования облегченных промывочных растворов на установке УИПК-1.

3.7.3 Фильтрационные исследования облегченных промывочных растворов на установке РРЕ8-655.

3.8 Определение оптимального состава облегченного промывочного раствора методом планирования эксперимента.

3.9 Исследования антифрикционных и противоизносных свойств промывочных растворов облегченных микросферами.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 3.

ГЛАВА 4. Промысловые испытания разработанной технологии вскрытия продуктивного пласта на облегченном промывочном растворе.

4.1 Промысловые испытания растворов облегченных АСПМ.

4.2 Промысловые испытания растворов облегченных НБСМ в горизонтальных скважинах.

4.3 Промысловые испытания растворов облегченных НБСМ в наклонно-направленных скважинах.

4.4 Оценка влияния разработанных промывочных растворов на качество вскрытия продуктивного пласта.

4.5 Оценка влияния плотности раствора на ТЭП бурения.

4.6 Технико-экономическая эффективность применения технологии вскрытия продуктивных пластов на облегченном промывочном растворе.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка технологии применения облегченных промывочных жидкостей для повышения качества первичного вскрытия продуктивных пластов"

Актуальность темы исследований

Однако, до сих пор для бурения горизонтальных и наклонно-направленных скважин используют промывочные растворы на водной основе с плотностью 1080-1120 кг/м и фактической репрессией на продуктивный пласт до 10,0-12,0 МПа, что не соответствует действующим нормативным документам, по которым репрессия на вскрываемый горизонт не должна превышать 3,0 МПа. Основными проблемами при вскрытии продуктивных пластов в таких условиях являются поглощения промывочных жидкостей вследствие гидроразрыва пород, дифференциальные прихваты бурильного инструмента, снижение продуктивности скважин в результате ухудшения фильтрационных свойств пласта.

Цель работы

Основные задачи исследований

3. Разработка рецептур и технологии применения облегченных л промывочных растворов на водной основе плотностью менее 1060 кг/м .

4. Проведение опытно-промысловых испытаний и внедрение разработанных промывочных растворов при строительстве скважин с аномально-низкими пластовыми давлениями (АНПД).

Методы решения поставленных задач

Научная новизна

2. Установлено, что облегченный раствор улучшенного качества можно получить путем предварительной гидрофобизации поверхности алюмосиликатных полых микросфер в среде частично омыленных кубовых остатков синтетических жирных кислот (СЖК) совместно с ПАВ (например, синол АН-1 или ОП-Ю).

3. Теоретически обосновано и экспериментально подтверждено получение стабильной облегченной безглинистой промывочной жидкости использованием в качестве аэрирующих средств поверхностно-активного неионогенного пенообразователя (МЛ-81Б, ОП-Ю, неонол) совместно с карбонатом (гидрокарбонатом) натрия и сульфаминовой кислотой, а в качестве стабилизатора — комплексных реагентов на основе микробных и природных полисахаридов.

Основные защищаемые положения

3. Технология стабилизации и применения облегченного алюмосиликатными и стеклянными микросферами раствора для первичного вскрытия продуктивных пластов.

Практическая ценность и реализация работы в промышленности

По результатам проведенных исследований разработаны:

- облегченный промывочный раствор на основе алюмосиликатных микросфер плотностью 980-1060 кг/м (патент РФ № 2309970), внедренный при бурении 23 скважин в ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь»;

- облегченный промывочный раствор на основе СЖК и алюмосиликатных микросфер (патент РФ № 2330869);

- облегченный промывочный раствор на основе натрийборсиликатных i микросфер плотностью 900—1000 кг/м , внедренный при бурении 9 скважин в ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь».

Апробация результатов работы диссертации

Материалы диссертационной работы представлялись на: VIII конкурсе ОАО «ЛУКОЙЛ» на лучшую научно-техническую разработку молодых ученых и специалистов за 2006 г.; II научно-практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности» (г. Когалым, 2006 г.); VII научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (г. Геленджик, 2007 г.); XXIII межотраслевой научно-практической конференции (г. Анапа, 2008 г.); Всероссийской научно-практической конференции в рамках VIII конгресса нефтепромышленников России «Новые технологии и безопасность при бурении нефтяных и газовых скважин» (г. Уфа, 2009 г.); II Международной научно-технической конференции «Повышение качества строительства скважин», посвященной памяти М.Р. Мавлютова (г. Уфа, 2010 г.).

Публикации

Объем и структура работы

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Бабушкин, Эдуард Валерьевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ

1. Анализ методов регулирования репрессии на пласт показал, что для повышения качества вскрытия коллекторов перспективно бурение скважин с применением облегченных растворов. Проведенным мониторингом с пластовых давлений по разрабатываемым объектам ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» установлено, что более 70% промывочных растворов плотностью 1060-1100 кг/м , традиционно используемых для первичного вскрытия продуктивных пластов, создают репрессию до 10,0-12,0 МПа, что существенно ухудшает фильтрационно-емкостные свойства коллекторов.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Бабушкин, Эдуард Валерьевич, Уфа

1. George H. Medley, Jr., William C. Maurer, Ph.D., Ali Y. Garkasi, «Use of Hollow Glass Spheres for Underbalanced Drilling Fluids», paper SPE 30500, presented Annual Technical Conference and Exhibition held in Dallas, Texas, 22-25 October. -1995.

2. Stephen Vickers, Martin Cowie. «А new methodology that surpasses current bridging theories to efficiently seal a varied pore throat distribution as found in natural reservoir formations», paper, 2006, AADE, Drilling fluids Technical conference.

3. Александров И.Е. Выбор промывочных растворов для бурения скважин на Юрские отложения Аригольского месторождения ОАО «СН-МНГ» Текст. / И.Е. Александров // НТЖ. Сер. Строительство нефт. и газ. скв. на суше и на море. Вып. 3. - 2007. - С. 22-27.

4. Амиян А.В. Применение двухфазных пен в нефтедобыче Текст. / А.В. Амиян. -М.: Высшая школа, 1983. 81 с.

5. Амиян A.B. Экспериментальное исследование плотности двухфазной пены Текст. : сб. науч. тр. «Исследования в области техники и технологии добычи нефти» / ВНИИ. Вып. 51. - М. — 1974.

6. Амиян В.А. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов Текст. / В.А. Амиян, Н.П. Васильева. М. : Недра, 1972. - 336 с.

7. Амиян В.А. Применение пенных систем в нефтегазодобыче Текст. / В.А. Амиян, A.B. Амиян, JI.B. Казакевич, И.Н. Бекиш. М.: Недра, 1987. -229 с.

8. Ангелопуло O.K. Минерализованные буровые растворы с конденсированной твердой фазой Текст. / O.K. Ангелопуло // Автореф. дис. . докт. техн. наук : М. : МИНХ и ГП, -1981.

9. Ахматдинов Ф.Н. и др. Современные технологии в управлении свойствами промывочных растворов для строительства скважин в сложных горно-геологических условиях. Материалы всероссийской науч.- практ. конф., Уфа : Изд-во УГНТУ, 2009. С 46-51.

10. Бабалян Г.А. Регулирование параметров буровых растворов в процессе бурения скважин с помощью пламилона Текст. / Г.А. Бабалян, K.JI. Минхайров, Г.П. Бочкарев // Нефтепромысловое дело: Сб. науч. тр. — Уфа : БашНИПИнефть . 1976. - Вып. 45.

11. Бигун Д.С. Вскрытие нефтеносного пласта при аномально-низком пластовом давлении с применением газообразных рабочих агентов Текст. / Д.С. Бигун, В.Ф. Жданов, И.П. Елманов и др. // Бурение : РНТС. М. : ВНИИОЭНГ. - 1976. - Вып. 11. - С 13-15.

12. Бикчурин Т. М. Опыт применения малоглинистых промывочных растворов, устойчивых к минерализации при разбуривании нефтяных месторождений Текст. / Т. М. Бикчурин, А. С. Сидоров, М. И. Липкес // РНТС. Сер. бурение. М. : ВНИИОЭНГ. - 1982. - Вып. 8.

13. Бродский Ю. Буровые растворы на углеводородной основе Текст. / Ю. Бродский, А. Файнштейн // Бурение и нефть. 2006. - №7-8. - С. 24.

14. Булатов А.И. О повышении качества вскрытия продуктивных пластов Текст. / А.И. Булатов, С.А. Рябоконь, Э.М. Тосунов // Нефт. хоз-во. 1990. -№3.- С. 16-18.

15. Бурение при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины с очисткой забоя воздухом. — М: : ВНИИОЭНГ. — 1996. — (ЭИ. Стр-во нефт. и газ. скв. на суше и на море. Зарубежный опыт. Вып. 2-3).

16. Бурение скважин с промывкой аэрированной жидкостью Текст. / М. : ВНИИБТ. 1969.

17. Быстров М.М. Малоглинистый полимербентонитовый раствор для вскрытия продуктивных пластов Текст. / Тез. докл. Второй Всесоюзн. научн.-техн. конф. «Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин». 20-22 сентября 1988г. г. Ивано-Франковск.

18. Васильченко C.B. Решение проблем вскрытия истощенных пластов: технология афронов Текст. / C.B. Васильченко, C.B. Меденцев // Бурение и нефть. 2003. - №6. - С. 36-37.

19. Вахрушев Л.П. Элементы термодинамики промывочных систем Текст. / Л.П. Вахрушев, O.A. Лушпеева, Е.В. Беленко. Екатеринбург, 2003г- 152 с.

20. Войтенко B.C. Управление горным давлением при бурении скважин Текст. / B.C. Войтенко -М. : Недра, 1985. 181 с.

21. Вяхирев В.И. Облегченные тампонажные растворы для крепления газовых скважин Текст. / В.И. Вяхирев, В.П. Овчинников, П.В. Овчинников и др. М. : Недра-Бизнесцентр, 2000. - 134 с.

22. Гайдаров М.М-Р. Применение углеводородных промывочных растворов при бурении глубоких скважин Текст. / М.М-Р. Гайдаров, Я.М. Курбанов // Нефтяное хозяйство. №4. -2008. - С.41-43.

23. ГОСТ 26450.0-85 26450.2-85. Породы горные. Методы определения коллекторских свойств Текст. — Введен 1985-02-27. - М.: Госстандарт России : Изд-во стандартов, 1996.

24. Гунька Н. Н. Влияние проникновения фильтрата промывочного раствора на оценку продуктивности коллекторов Текст. / Н. Н. Гунька // РНТС. Сер. нефтегазовая геология и геофизика. М.: ВНИИОЭНГ. - 1983.- Вып. 2.

25. Дедусенко Г.Я. Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы Текст. / Г.Я. Дедусенко, В.И. Иванников, М.И. Липкес. М. : Недра, 1985.- 160 с.

26. Дерягин Б.В. Вода в дисперсных системах Текст. / Б.В. Дерягин, Н.В. Чураев, Ф.Д. Овчаренко и др. М.: Химия, 1989. - 288 с.

27. Дж. Грей, Г.С.Г. Дарли. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). Пер. с англ. Текст. / Дж .Р. Грей, Г.С.Г Дарли. -М.: Недра, 1985.-509 с.

28. Изучение характера загрязнения пласта с помощью кернов икерновых анализов Текст. / Экспресс-информ. Сер. Бурение. — Вып 41. М. : ВИНИТИ, 1977.

29. Казанский В.В Буровые растворы для вскрытия пластов в засоленном разрезе Текст. / В.В. Казанский, В.П. Низовцев // Нефт. хоз-во.- 1983. -№ 10.-С. 18-20.

30. Касперский Б.В. Проникновение твердой фазы промывочных растворов в пористую среду Текст. / Б.В. Касперский // Нефт. хоз-во. 1971.- № 9. С. 30-32.

31. Коновалов Е.А. Применение асбогелевых промывочных растворов Текст. / Е.А. Коновалов, В.Ю. Артамонов, И.И. Белей, В.Н. Афонин // Нефт. хоз-во. 1987. -№ 3. - С. 25-28.

32. Кошелев В.Н. Промысловые испытания промывочных растворов для первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов Текст. / В.Н. Кошелев // Бурение и нефть. 2003. - № 1. - С. 31-36.

33. Крылов В.И. Сверхтиксотропные промывочные жидкости нового поколения Текст. / В.И. Крылов, В.В. Крецул, C.B. Меденцев, В.А. Куксов // Нефт. хоз-во. 2004. - № 11. - С. 56-58.

34. Крысин Н.И. Основные проблемы и пути совершенствования промывочных растворов для вскрытия продуктивных пластов Текст. / Н.И. Крысин // Тр. / ИГИРИ. М. - 1982. - С. 84-90.

35. Крысин Н.И. Эффективность применения буровых растворов пониженной плотности Текст. / Н.И. Крысин, A.M. Ишмухаметова, М.Р. Мавлютов, Т.И. Крысина, P.M. Минаева, Ю.М. Сухих // РНТС. Сер. бурение.- М.: ВНИИОЭНГ. 1985. - Вып. 6.

36. Кузнецов Ю.С. Руководство по применению вибровоздействия при подготовке скважин к цементированию обсадных колонн Текст. / Ю.С. Кузнецов, М.Р. Мавлютов и др. — Уфа, 1980.

37. Куксов В.А. Новое поколение промывочных растворов на основе афронов Текст. / В.А. Куксов, C.B. Меденцев, C.B. Васильченко // Бурение и нефть. 2002. - №8. - С.54-55.

38. Курочкин Б.М. Гидромеханическое закупоривание проницаемых пород Текст. / Б.М. Курочкин, H.JI. Прусова // Обзор, информ. Сер. бурение, ВНИИОЭНГ Вып.7. М., 1987. - 26 с.

39. Лопатин Ю.С. Газожидкостная технология промывки бурящихся нефтяных и газовых скважин Текст. / Ю.С. Лопатин // НТЖ. Сер. Строительство нефт. и газ. скв. на суше и на море. № 9. - 1999. - С. 2-6.

40. Лопатин Ю.С. Репрессивная технология промывки бурящихся нефтяных и газовых скважин Текст. / Ю.С. Лопатин // НТЖ. Сер. Строительство нефт. и газ. скв. на суше и на море. Вып. 7-8. - 1999. — С. 2— 6.

41. Лукманов P.P. Гидромониторная обработка проницаемых пластов в процессе бурения Текст. / P.P. Лукманов, В.Н. Поляков, А.У. Шарипов // РНТС Бурение. 1979. - Вып. 12. - С. 17-18.

42. Лукманов P.P. Влияние полимерных промывочных растворов на коллекторские свойства пород при заканчивании скважин Текст. / P.P. Лукманов. Тюмень: ЗапСибБурНИПИ, 1995. - 74 с.

43. Лукманов P.P. Оценка влияния способа цементирования на качество крепления и продуктивность скважин Текст. / P.P. Лукманов, Д.Л. Бакиров, Д.С. Насифуллин // Бурение и нефть. 2005. - №12. - С. 17-20.

44. Мавлютов М.Р. Воздействие на твердые частицы бурового раствора при кольматации стенок скважины Текст. / М.Р. Мавлютов, Х.И. Акчурин, C.B. Соломенников и др. М. : Недра, 1997. — 123 с.

45. Мавлютов М.Р. Вскрытие продуктивных пластов с использованием полимерсолевых растворов с регулируемой кольматацией Текст. / М.Р. Мавлютов, А.Г. Нигматуллина, Н.А. Валеева // Нефт.хо-во. -1999. -№3.- С. 20-23.

46. Мавлютов М.Р. Применение струйной кольматации карбонатных коллекторов Текст. / М.Р. Мавлютов, Н. Горонович и др. // Газовая промышленность. 1985. - № 1. — С. 30-31.

47. Мавлютов М.Р. Результаты промышленного внедрения буровых растворов пониженной плотности Текст. / М. Р. Мавлютов, P.M. Сакаев, Н.И. Крысин, Е.П. Ильясов // Бурение: РНТС. М. : ВНИИОЭНГ, 1979. -Вып.5. - С. 21-23.

48. Мавлютов М.Р. Управляемая кольматация призабойной зоны пластов при бурении и заканчивании скважин Текст. / М.Р. Мавлютов, Ю.С. Кузнецов, В.Н. Поляков // Нефт. хоз-во. 1984. - № 8. - С. 7-10.

49. Мавлютов М.Р. Экспериментальные исследования влияния вибровоздействия на фильтрационную корку и проницаемость фильтров Текст. /М.Р. Мавлютов, Ю.С. Кузнецов и др. // Технология бурения нефтяных и газовых скважин. — Уфа, 1976. — Вып. 3.

50. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов в бизнес-сегменте «Геологоразведка и Добыча», ОАО «ЛУКОЙЛ», Москва, 2010 49 с.

51. Наумов А.Н. Бурение скважин с применением ПАВ Текст. / А.Н. Наумов, Г.А. Бабалян, Н.Х. Богданов, Н.И. Скоморовская и др. // Технология бурения нефтяных скважин : Сб. науч. тр. Уфа : БашНИПИнефть . - 1974. -Вып. 39. - С. 76-80.

52. Нифонтов В.И. Разработка и совершенствование технологии промывки скважин пеной при вскрытии газовых пластов с аномально низкими давлениями Текст. : дис. . канд. техн. наук : Уфа: УНИ, -1983. -120 с.

53. Пат. 95101318 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 37/06, С 09 К 7/08. Способ комплексной обработки призабойной зоны пласта Текст. / Иванов В.А., Гуркин O.A. и др. ; заявл. 31.01.95 ; опубл. 10.12.96.

54. Паус К.Ф. Буровые растворы Текст. М. : Недра, 1973. - С. 229233.

55. Пеньков А.И., Шишков С.Н. Легкие буровые растворы (ЛБЖ), технологические свойства и рецептуры / Техника и технология вскрытия продуктивных пластов при депрессии на пласт // Тр. ОАО НПО «Бурение» . — 2000.-Вып. 4.-С. 29-45.

56. Петров H.A. Глушение скважин водными растворами с добавкой ИВВ-1 Текст. / Н.А.Петров, А.И.Есипенко, М.Л.Ветланд // НТЖ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1993. - Вып. 2. - С. 15-18.

57. Петров H.A. Совершенствование техники и технологии вскрытия продуктивных пластов применением катионоактивных ПАВ и гидроперфорации Текст. : дис. . канд. техн. наук : Уфа: УГНТУ, - 2003. -224 с.

58. Петров H.A. Эмульсионные растворы в нефтегазовых процессах Текст. / H.A. Петров, А .Я. Соловьев и др. М. : Химия, 2008г, 439 с.

59. Поляков В.Н. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин Текст. / Поляков В.Н., Ишкаев Р.К., Лукманов P.P. Уфа : «Tay», 1999.-408 с.

60. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности Текст. : ПБ-08-624-03 : утв. Гостехнадзором России 05.06.03. СПб. : ДЕАН, 2010.-320 с.

61. Рабинович Н. Р. Определение глубин проникновения фильтрата промывочного раствора Текст. / Н. Р. Рабинович, Н. М. Смирнова, А. П. Крезуб // Нефт. хоз во. - 1989. - №9. - С. 28-30.

62. Рабинович Н.Р. Оценка качества заканчивания скважин Текст. / Н.Р. Рабинович, Н.В. Смирнов, Г.Б. Выжигин // Нефт. хоз-во. — 1988. № 8. -С. 16-18.

63. РД 00158758-198-98. Регламент по отбору, транспортировке, хранению и исследованию каменистого материала на месторождениях Севера Западной Сибири Текст., ТюменНИИгипрогаз, 1998. -48 с.

64. Рязанов А .Я. Справочник по буровым растворам Текст. / А.Я. Рязанов -М. : Недра, 1979. 132 с.

65. Сенкевич Э.С. Технология вскрытия продуктивного пласта методом фильтрационной кольматации Текст. / Э.С. Сенкевич, Л.К. Бруй, К.Г. Паскару, И.В. Добродеева // Нефт. хоз-во. 2006. - № 3. - С. 131-132.

66. Сургучев Е.М. Завершение скважин состояние и проблемы Текст. / Е.М. Сургучев // Сб. науч. тр. ВНИИ. - 1986. - № 94. - С. 140-147.

67. Сургучев M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов Текст. / М.Л. Сургучев — М. : Недра, 1985. — 308 с.

68. Тагиров K.M. Бурение скважин и вскрытие нефтегазовых пластов на депрессии Текст. / K.M. Тагиров, В.И. Нифантов. — М. : ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003.- 160 с.

69. Тагиров K.M. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями Текст. / K.M. Тагиров, А.Н. Гноевых, А.Н. Лобкин. М. : Недра, 1996. - 183 с.

70. Тагиров K.M. Вскрытие продуктивных пластов на истощенных газовых месторождениях Текст. / K.M. Тагиров, А.Н. Лобкин, В.И. Нифонтов и др. // Обзор, информ. Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. ВНИИГазпром. 1983. - Вып. 6. - 64 с.

71. Техническое исследование с использованием полых стеклянных микросфер для снижения плотности промывочного раствора. Испытательная площадка Catoosa института GTI, Тулса, штат Оклахома. Текст. Технический отчет, февраль-март 2009 г.

72. Тихуана Дево. Горизонтальное бурение при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины повышает производительность Текст. / Тихуана Дево, Алессандро Кой // Нефтегазовые технологии. 2003. - №6. - С. 25-29.

73. Ткачишин С. В. О зоне проникновения глинистого раствора в продуктивные пласты Текст. / С. В. Ткачишин // Геофизические исследования на Украине. Киев : Техника, 1970. — 223 с.

74. Уайт К.К. Промывочный раствор на основе афронов: новый метод разбуривания истощенных пластов Текст. / К.К. Уайт, А.П. Честер и др. // Нефтегазовые технологии. 2004. - №3. - С. 19-23.

75. Усачев Е.А. Оценка влияния биополимерного промывочного раствора на проницаемость пласта по данным лабораторных исследований Текст. / Е.А. Усачев, A.A. Балуев, Т.В. Грошева // Тр. ин-та СургутНИПИнефть. -2001. Вып. 3. - С. 302-305.

76. Федосов Р.И. Новые системы безглинистых полимерно-гидрогелевых буровых растворов Текст. / Р.И. Федосов, А.И. Пеньков, В.Н. Ялымов, Н.Я. Берко, А.Н. Баранов // Нефт. хоз-во. 1992. - № 2. - С. 24.

77. Федосов Р.И. Промысловые испытания полимерно-гидрогелевых растворов в сложных геологических условиях Текст. / Р.И. Федосов, А.И. Пеньков, Б.А. Никитин // Нефт. хоз-во. 1999. - № 2. - С. 20-22.

78. Шарафутдинов Б.А. Исследования по вскрытию продуктивных пластов с применением ПАВ Текст. / Б.А. Шарафутдинов // Технология бурения нефтяных скважин : Сб. науч. тр. Уфа : БашНИПИнефть . — 1974. — Вып. 39.-С. 119-122.

79. Шарипов А.У. Вскрытие продуктивных отложений с промывкой их полимерными растворами Текст. / А.У. Шарипов, Б.З. Кабиров, К.В. Антонов, К.С. Раянов // Нефт. хоз-во. 1982. - № 8. - С. 14-16.

80. Шарипов А.У. Разработка и применение полимерных растворов при бурении и закачивании скважин Текст. / А.У. Шарипов, К.В. Антонов, P.P. Лукманов. Уфа : Tay, 2003. - 168 с.

81. Шерстнев Н.М. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин Текст. / Н.М. Шерстнев и др. -М. : Недра, 1988. 184 с.

82. Шишков С.Н. Буровые растворы на неводной основе Текст. / Шишков С.Н. и др. // Бурение и нефть. № 3. - 2008. - С. 26-29.

83. Янышев Л. Перспективные системы промывочных растворов для вскрытия продуктивных пластов Текст. / Л. Янышев // Бурение и нефть. № 10.-2005.-С. 28-29.

84. Ясаншин A.M. Проблемы вскрытия пластов в процессе бурения нефтяных и газовых скважин Текст. / A.M. Ясаншин // НТЖ. Сер. Строительство нефт. и газ. скв. на суше и на море. Вып. 2. - 2001. - С. 2630.

Информация о работе

Бабушкин, Эдуард Валерьевич
кандидата технических наук
Уфа, 2011
ВАК 25.00.15

Диссертация

Разработка технологии применения облегченных промывочных жидкостей для повышения качества первичного вскрытия продуктивных пластов - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы