Совершенствование технологии бурения и заканчивания дополнительных стволов

Чернышов, Сергей Евгеньевич

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологии бурения и заканчивания дополнительных стволов"

На правах рукописи

/ . /

Чернышов Сергей Евгеньевич

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ И ЗАКАНЧИВАНИЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ СТВОЛОВ

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

4856437

О 3 МАР 2011

Уфа-2010

4856437

Работа выполнена в Пермском государственном техническом университете

Научный руководитель: доктор технических наук

Крысин Николай Иванович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Агзамов Фарит Акрамович; кандидат технических наук Каримов Ильшат Назифович;

Ведущая организация: ООО «ВНИИБТ - Буровой

инструмент», г. Пермь

Защита состоится 01 апреля 2011 года в 15-00 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 #2011 года.

Ученый секретарь совета / В.У. Ямалиев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность работы

Одним из наиболее перспективных, экономичных и эффективных способов довыработки остаточных запасов углеводородов является метод реконструкции части имеющегося фонда скважин строительством дополнительных стволов.

В настоящее время нефтяные компании наращивают объемы добычи нефти и газа, в том числе и за счет строительства дополнительных стволов из ранее пробуренных скважин, снижая затраты на бурение новых скважин.

Область строительства направленных боковых стволов (БС) в настоящее время находится на стадии своего развития и совершенствования, и естественно, существует целый ряд сложных проблем, нерешенность которых сдерживает это перспективное направление. В частности, выявляются недостатки при выборе проектного профиля бокового ствола, невозможность осуществления проводки в соответствии с проектными данными, отсутствие должного качества крепления хвостовика в боковом стволе. Проблемным остается вопрос вторичного вскрытия продуктивных пластов, так как при применяемом мётоде кумулятивной перфорации, во всех случаях происходит разрушение цементного камня за колонной и образование трещин в нем в результате возникновения больших нагрузок на колонну и камень при кумулятивной перфорации.

По мнению некоторых исследователей, отсутствие разработанной комплексной инженерной технологии, адаптированной к конкретным геолого-техническим условиям, является одним из факторов, сдерживающих развитие данного перспективного направления.

Мы полагаем, что комплексная технология повышения качества строительства боковых стволов из старого фонда скважин должна начинаться с проектирования основных стволов скважин, которые должны быть благоприятны и наиболее эффективны с точки зрения дальнейшей разработки месторождений проводкой дополнительных стволов.

Проектирование оптимального профиля бокового ствола (БС), его проводка и этапы, входящие в цикл заканчивания, также должны решаться комплексно с учетом конкретных геолого-технических условий.

Несмотря на достаточно большой объем исследований, проводимых в этом направлении, проблема повышения качества строительства боковых стволов до сих пор не решена, и актуальность ее будет возрастать из-за увеличения их количества, роста доли горизонтальных стволов с большим проложением в продуктивной части пласта.

Цель работы

Снижение аварийности и осложненности при строительстве боковых стволов на базе комплексной технологии, включающей совершенствование конструкций основных скважин, профиля дополнительного ствола, технологию его бурения, разработку расширяющихся тампонажных составов и щадящих методов вторичного вскрытия.

Основные задачи работы

1. Анализ влияния геолого-технических условий на качество строительства боковых стволов в Пермском крае.

2. Обоснование комплексного подхода к повышению качества строительства боковых стволов, включая оптимизацию конструкции «основных» скважин, конструкции и профилей боковых стволов, а также мероприятия по повышению качества заканчивания боковых стволов.

3. Разработка рецептур расширяющихся тампонажных составов с регулируемыми технологическими свойствами для крепления хвостовиков при строительстве боковых стволов в Пермском крае.

4. Опытно-промышленные испытания, рекомендации, разработка нормативной документации, внедрение и оценка экономической эффективности разработок.

Методы решения задач

Поставленные задачи решались при помощи:

- комплексного анализа и обобщения данных об особенностях горногеологических условий, данных об опыте проводки боковых стволов из ранее пробуренных скважин в Пермском крае;

- анализа современного состояния проблемы по отечественным и зарубежным материалам;

- теоретических и экспериментальных работ по объектам исследований с последующей обработкой полученных результатов;

- опытных работ в промысловых условиях с последующим их внедрением на производстве.

Научная новизна

1. Обоснована комплексная технология повышения качества строительства дополнительных стволов, адаптированная к месторождениям Пермского края, являющаяся основой разработки проектных решений и технико-технологических мероприятий для бурения и заканчивания боковых стволов.

2. Разработана методика совершенствования конструкции основных стволов скважин с учетом будущего строительства из них дополнительных стволов и обоснован критерий минимизации осложнений в процессе бурения для проектирования профилей боковых стволов скважины.

3. С использованием расширяющих добавок оксидного типа различных производителей Ьолучены тампонажные материалы с величиной расширения от 1,6 до 5,0°/о, послужившие основой выбора наиболее эффективных рецептур тампонажных растворов для конкретных геолого-технических условий.

4. Установлена целесообразность применения щелевой гидропескоструйной перфорации в качестве щадящего метода вторичного вскрытия продуктивного пласта в дополнительных стволах, обеспечивающего повышение дебитов пластовой продукции и сохранность крепи.

Практическая ценность

1. Расширяющая добавка к тампонажным растворам для нормальных и умеренных температур «ДРС-НУ», применение которой в составе тампонажных растворов при цементировании обсадных колонн на месторождениях Северные Бузачи и Каракудук в Республике Казахстан, позволило увеличить величину линейного расширения тампонажных растворов и увеличить долю плотного контакта цементного камня с сопредельными средами.

2. Применение разработанных расширяющихся тампонажных составов с регулируемыми технологическими свойствами на месторождениях Северные Бузачи и Каракудук в Республике Казахстан при цементировании обсадных колонн нефтедобывающих скважин позволило на 25-30 % увеличить долю сплошного контакта цементного камня с обсадными трубами и горными породами.

3. Применение технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов с применением щелевой гидропескоструйной перфорации в боковых стволах на месторождениях Пермского края позволило повысить дебиты добывающих скважин в 8,9-14,4 раз с получением дополнительной добычи нефти на 1 скважину в среднем 860 тонн, а в нагнетательных скважинах увеличить приемистость в 14,8 раз.

4. Разработанные по результатам внедрения на месторождении Северные Бузачи технические условия на производство расширяющей добавки «ДРС-НУ», программы работ по цементированию кондукторов и эксплуатационных колонн, регламент по приготовлению тампонажных растворов и буферных жидкостей обеспечат более широкое внедрение расширяющихся тампонажных материалов.

Защищаемые положения

1. Комплекс технологических мероприятий для успешной проводки дополнительных стволов, повышения качества их крепления и вторичного вскрытия на территории Пермского края

2. Рецептуры расширяющихся тампонажных составов с регулируемыми технологическими свойствами для крепления хвостовиков в боковых стволах в условиях нормальных и умеренных температур.

3. Методика проектирования конструкции «основных» стволов скважин и выбора оптимального профиля дополнительных стволов скважин применительно к месторождениям Пермского края.

4. Применение щелевой гидропескоструйной перфорации в качестве щадящего метода вторичного вскрытия продуктивных пластов в боковых стволах скважин.

Апробация работы

Результаты исследований докладывались:

• на Конкурсе молодых работников ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» на лучшую научно-техническую разработку в 2005, 2007 и 2009 годах в г. Пермь;

• Всероссийской конференции-конкурсе среди студентов выпускного курса высших учебных заведений, осуществляющих подготовку научно-педагогических кадров горно-геологического, нефтегазового и металлургического профиля в 2006 году в г. Санкт-Петербург;

• Международной научно-технической конференции «Проблемы рационального природопользования» в 2008 году в г. Пермь;

• Международном симпозиуме имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоения недр» в 2007, 2008 годах в г. Томск;

• Международном форуме-конкурсе молодых ученых «Проблемы недропользования» в 2006 и 2009 годах в г. Санкт-Петербург;

• Второй Международной научно-технической конференции «Повышение качества строительства скважин», посвященной памяти Мавлютова М.Р., Уфа, 2010.

Публикации

Результаты исследований, отражающие основные положения диссертационной работы, изложены в 17 печатных работах, в том числе 4 в изданиях рекомендованных ВАК РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, выводов и рекомендаций. Работа изложена на 186 страницах, включает 25 рисунков, 35 таблиц, 4 приложения. Список использованной литературы включает 146 наименований.

В процессе выполнения исследований автор пользовался советами и консультациями своего научного руководителя доктора технических наук, профессора Н.И.Крысина, которому автор глубоко благодарен. Автор считает своим долгом выразить признательность преподавателям и сотрудникам кафедры бурения нефтяных и газовых скважин ПГТУ и УГНТУ, оказавшим неоценимую помощь в работе над диссертацией.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цель и задачи исследований, представлены методы решения поставленных задач, изложены научная новизна, практическая значимость и защищаемые положения.

В первом разделе произведен анализ особенностей геолого-технических условий строительства дополнительных стволов из ранее пробуренных скважин в Пермском крае.

В работах многих исследователей показана достаточно высокая эффективность строительства боковых стволов на месторождениях в поздний период эксплуатации. Показана перспектива бурения многоствольных скважин и приведены частично апробированные технические решения его реализации, приведены теоретические расчеты проводки боковых стволов с заданными параметрами искривления.

Технология строительства боковых стволов из старого фонда скважин имеет свои, присущие только ей особенности, однако они могут оказать серьезное влияние на возникновение осложнений. Среди специфических особенностей следует выделить:

- отсутствие непроницаемых перемычек по интервалу открытого ствола скважины;

- небольшие мощности продуктивных пластов (коридора), при бурении скважин с условно горизонтальными участками стволов;

- снижение устойчивости горных пород при бурении условно горизонтального участка ствола;

- более сложный профиль бокового ствола;

- большая интенсивность при наборе зенитных углов;

- меньший диаметр скважины:

- меньший диаметр бурильного инструмента;

- уменьшенные зазоры между обсадной колонной и стенкой скважины;

- наличие «суженного» участка ствола скважины в интервале вырезанного «окна» в обсадной колонне;

- незначительные объемы тампонажных растворов;

- ухудшение условий очистки бокового ствола при бурении;

- сложности вторичного вскрытия пласта и др.

В период массового строительства основных стволов скважин в Пермском Прикамье ежегодно происходило 187-279 осложнений при общем числе скважин, пробуриваемых за год 220-552. В целом, по Пермскому краю преобладают каверны высотой 1-2 м (33,3%), затем в порядке убывания их числа - до 1 м (18,8%), 2-3 м (18,5%) и 3-4 м,(Ю,4%). Диаметры каверн также различны и доходят до 0,76 м и более. Размер отдельных каверн превышает разрешающую способность современных каверномеров. Основное число каверн диаметром до 0,5 м - 91,4 %. Каверны диаметром 0,76 м и более приурочены, в основном, к Верейскому, тульскому, малиновскому и турнейскому горизонтам. При бурении боковых стволов при прохождении указанных интервалов, кавернообразование поимо осложнений общего плана, приводит к снижению качества крепления боковых стволов и к образованию каналов перетока пластовых флюидов.

Большинство ранее пробуренных скважин в Пермском крае, около 85 %, обсажены трубами диаметром 146 мм. Примерно аналогичная картина наблюдается и в других нефтяных районах России. При этом типовой является конструкция скважин включающая направление, кондуктор и эксплуатационную колонну диаметром, соответственно, 324, 245 и 146 (168) мм.

При строительстве дополнительных стволов из эксплуатационных колонн диаметром 146 мм используется долото диаметром 124 мм, а крепление ствола производится обсадными трубами диаметром 101,6 мм. Таким образом, зазор на одну сторону между трубой и стенкой скважины составляет всего 11,2 мм, а по муфте менее 3 мм. Естественно, что при таких зазорах могут возникнуть проблемы, как при спуске, так и при цементировании обсадных колонн.

При бурении боковых стволов в Пермском крае, в основном, применяются два типа профилей, проектирование этих профилей производилось исходя из минимальной длины бокового ствола. При этом в процессе бурения боковых стволов из ряде месторождений происходили интенсивные обвалы и осыпи стенок ствола скважины при зенитных углах свыше 30° в неустойчивых

верейских и тульских терригенных отложениях. Например, при строительстве БС из скважин 60 и 62 Архангельского месторождения в указанных горизонтах возникли осложнения в виде интенсивных осыпей и обвалов. В последствии, это привело к прихвату бурильного инструмента и потере 30-40 суток на ликвидацию аварий, и оставлению в скважине части бурильной колонны вместе с дорогостоящим навигационным оборудованием.

Для разработки комплекса мероприятий, направленных на повышение качества цементирования хвостовиков дополнительных стволов, была проведена оценка качества крепления обсадных колонн при строительстве боковых стволов, подтвердившая неудовлетворительное качество крепления.

За период с 2007 по 2010 год произошло снижение доли сплошного контакта цементного камня с сопредельными средами по длине бокового ствола. В 2007 году доля сплошного контакта цементного камня с хвостовиками и горными породами в среднем по скважинам составляла 85-87 %, в 2008 - 62-65 %, 2009 - 56-58 %, 2010 - 45-51%.

При этом в 2007 году в среднем максимальное значение зенитного угла боковых стволов составляло 25-30°, проложение 100-200 м. В 2008 году величины зенитных углов достигали 60-65°, а проложение 400-500 м. В 20092010 годах зенитные углы БС достигли 65-80°; проложение - 1000-1200 метров, появились БС с условно-горизонтальными участками ствола.

Около 18 % профилей боковых стволов имеют зенитные углы, превышающие 30°, и 77,5% - зенитные углы, превышающие 55°. Во всех боковых стволах осуществлялся спуск хвостовиков диаметром 101,6 мм, в открытый ствол, пробуренный долотом диаметром 124 мм. Такое усложнение профилей, безусловно, отрицательно повлияло на качество работ при строительстве БС в целом, и в том числе на качество цементирования хвостовиков.

В то же время, низкое качество крепления хвостовиков дополнительных стволов во многих случаях обусловлено применением традиционных тампонажных материалов, не обеспечивающих требуемые технологические свойства цементного раствора и камня.

Наряду с технологией цементирования на долговечность крепи скважин большое влияние оказывают методы вторичного вскрытия. Так при кумулятивной перфорации, в интервале перфорации и на 50 м выше и ниже него создаются высокие давления (70-100 МПа), приводящие к разрушению цементного камня за эксплуатационной колонной, и тем более, разрушению тонкого цементного кольца за обсадными трубами хвостовика бокового ствола. Начальная обводненность многих скважин после бурения боковых стволов и вскрытия продуктивных пластов кумулятивной перфорацией составила 50 %.

Анализ, проведенный на примере месторождений Пермского края, показал, что, несмотря на применение отдельных эффективных мероприятий, качество строительства боковых стволов остается достаточно низким.

Исходя из вышеизложенного, в диссертации сформулированы цель и задачи работы.

Во втором разделе сформулирована рабочая гипотеза, дано обоснование выбора реагентов, приведено описание методик проведения исследований.

Многоплановость и многофакторность рассматриваемой проблемы обуславливает необходимость комплексного подхода к ее решению. В связи с этим выполнен анализ всех этапов строительства бокового ствола, начиная от проектирования и бурения основного ствола скважины до проектирования, бурения и заканчивания бокового ствола.

Одним из путей предупреждения осложнений при бурении дополнительных стволов является оптимизация их профиля, при проектировании которого необходимо учесть возможность возникновения осложнений и постараться их исключить. Поскольку при значениях зенитных углов свыше 30° в неустойчивых терригенных отложениях верейского и тульского ярусов происходят интенсивные обвалы и осыпи стенок ствола скважины, предлагается при проектировании профиля скважины вводить ограничение по величине зенитного угла в интервалах залегания неустойчивых горных пород. В этой связи, следует отказаться от минимальной длины ствола, как критерия оптимизации профиля, взяв за основу критерий минимизации осложнений при бурении.

Для исключения кавернообразования в отложениях верейского и турнейского ярусов, а также в терригенной толще девонской системы предлагается не позднее 24 часов после их вскрытия, производить цементирование этих интервалов, установкой цементных мостов с последующим их разбуривнием.

Проведенный обзор и анализ публикаций позволили обосновать требования к технологии и материалам, позволяющих обеспечить необходимое качество крепления боковых стволов. Важнейшая роль при этом отводится подготовке ствола скважины к спуску и цементированию хвостовика, одним из перспективных методов которой, является кольматация проницаемых пластов. Данный метод показал свою эффективность в терригенных и карбонатных горных породах с высокой пористостью. Включение управляемой кольматации в комплекс заканчивания боковых стволов обеспечит плотный контакт цементного камня с породой, улучшит спуск хвостовика в скважину и обеспечит лучшее вытеснение промывочной жидкости тампонажным раствором. Кольматационный экран исключит глубокое проникновение цементного раствора в пласт, и необратимое ухудшение коллекторских свойств продуктивных пластов.

Учитывая опыт крепления скважин в России и за рубежом, и сравнивая различные базовые тампонажные материалы между собой, считаем, что наиболее эффективным базовым вяжущим остается тампонажный портландцемент, модифицированный различными добавками.

Исследования показали, что оксиды кальция и магния полученные низкотемпературным обжигом исходных карбонатов кальция и магния можно использовать для получения расширяющихся цементов с регулируемой скоростью их гидратации. Поэтому в качестве модифицирующих добавок были рассмотрены оксиды кальция и магния, условно обозначенных ДР-1 (торговое название ДР-100), ДР-2 (торговое название СА-ЕС6М) и ДР-3 (торговое название СА-ЕС6Н) для повышенных температур (75°С) и ДР«А» (торговое название ГМК), ДР«В» (торговое название КХ-50) и ДР«С» (торговое название НРС-1М) для нормальных температур (23°С).

Отечественными исследователями было показано, что наиболее рациональной формой перфорационного канала в скважине является вертикальная щель большой протяженности. Так как, она способна снижать напряженное состояние призабойной зоны пласта, самоочищаться от заиливания, способствуя повышению дебитов скважин и продлению срока их работы.

Надёжным методом щелевого вскрытия является гидропескоструйная перфорация, широко применяемая при вторичном вскрытии на месторождениях; Пермского края. Для исключения нарушения целостности крепи при проведении перфорации предлагается вторичное вскрытие в дополнительных стволах проводить щелевой гидропескоструйной перфорацией, успешно используемой при строительстве основных стволов в Пермском Прикамье.

При разработке расширяющихся цементных растворов физико-механические свойства тампонажных растворов, камня определялись на стандартных приборах согласно ГОСТ 1581-96 и ГОСТ 310.1.96. Водоотдача цементных растворов определялась на фильтр-прессе при давлениях 0,1 и 0,7 МПа.

При проведении исследований по влиянию различных расширяющих добавок на плотность контакта цементного камня с сопредельными средами применялись специальные формы и металлические стержни. Внутренняя поверхность полой цилиндрической формы - коническая, стержень так же имеет коническую боковую поверхность, с углом наклона 2-3° для снижения влияния сил трения на результаты исследований.

Обработка экспериментальных данных и планирование эксперимента производились с привлечением методов математической статистики.

В третьем разделе изложены результаты исследований по разработке комплекс мероприятий по совершенствованию технологии строительства боковых стволов.

Для увеличения диаметров боковых стволов, предложено перейти на эксплуатационные колонны диаметром 177,8 мм. Переход, от диаметров эксплуатационных колонн 146 мм и 168 мм к 178 мм, не приведет к

существенному увеличению стоимости строительства скважин, так как направление, кондуктор и техническая колонна остаются прежнего диаметра, кроме того, не изменяются диаметры долот при бурении под каждую колонну. Также считаем целесообразным увеличение диаметра дополнительного ствола, например, применением бицентричных долот, позволяющее увеличить толщину цементного кольца в заколонном пространстве и увеличить площадь фильтрации.

Поскольку профиль бокового ствола должен определяться из условия минимизации осложнений и аварии, для боковых стволов применительно к осложненным геолого-техническим условиям Пермского Прикамья предлагается профиль (рис. 1) состоящий из следующих участков:

1. Участок набора зенитного угла;

2. Наклонно - прямолинейный участок, с набором до 80% проектного проложения, для реализации проектного профиля;

3. Участок снижения зенитного угла (зенитный угол при входе в кровлю неустойчивых горных пород не должен превышать 25°);

4. Наклонно - прямолинейный участок, с зенитным углом не превышающим 25°, вскрывающий неустойчивые отложения;

5. При необходимости участок добора зенитного угла с выходом на горизонталь (6).

Рис. 1. Предлагаемый проектный профиль боковых стволов скважин

На первом этапе разработки рецептур тампонажных составов и адаптации их к конкретным геолого-техническим условиям изучалось влияние различных факторов на свойства получаемых растворов и камня.

Некоторые результаты, характеризующие влияние расширяющих добавок на загустевание тампонажных растворов приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Влияние добавок на время загустевания тампонажных растворов

Добавка Температура, °С Концентрация Время загустевания до консистенции, мин

30 Вс 70 Вс

ДР «Л» ' 23 1 % 345 495

5% 235 370

10% 165 270

ДР «В» 23 1 % 305 395

5% 140 225

10% 90 195

ДР «С» 23 1% 295 380

5% 125 210

10% 90 170

ДР «А» 75 1% 345 495

5% 235 370

10% 165 270

ДР «В» 75 1 % 305 395

5% 140 225

10% 90 195

ДР «С» > 15 1 % 295 380

5% 125 210

10% 90 170

Установлено, что ввод расширяющих добавок в тампонажный цемент, в

соответствии с их температурой их применения, начинает увеличивать начальную консистенцию цементного раствора при концентрациях более 5 %.

Расширяющие добавки ДР«А», ДР«В» и ДР«С» введенные в количестве 5,0 % позволяют получить величину линейного расширения тампонажных составов твердеющих при температуре 23°С соответственно на 0,4; 1,05; 4,8 % .

При температуре 75°С расширяющие добавки ДР-1, ДР-2 и ДР-3 при концентрации 5,0 % позволяют получить расширение тампонажных составов твердеющих соответственно на 4,5; 3,0; 1,6 %.

Установлено, что ввод расширяющих добавок приводит к некоторому снижению прочностных показателей цементного камня (предел прочности на изгиб) из расширяющихся тампонажных смесей как для нормальных

температур (23°С), так и для повышенных температур (75°С), но эти показатели остаются выше установленных по ГОСТ (2,7 МПа).

При оценке прочности контакта цементного камня с сопредельными средами было установлено, что с увеличением концентрации расширяющих добавок, величина адгезии увеличивается (таблица 2).

Таблица 2 - Влияние расширяющих добавок на адгезию цементного камня с ограничивающими поверхностями

Добавка Концентрация Величина адгезии, МПа

Стержень Камень

ДР-1 1 % 0,497 0,324

4% 0,717 0,412

8% 0,728 0,436

10% 0,743 0,451

ДР-2 1 % 0,442 0,297

4% 0,564 0,372

8% 0,571 0,377

10% 0,579 0,382

ДР-3 1 % 0,440 0,297

4% 0,537 0,334

8% 0,541 0,339

10% 0,547 0,345

ДР «А» 1 % 0,439 0,297

4% 0,475 0,297

8 % 0,477 0,298

10% 0,480 0,305

ДР «В» 1 % 0,441 0,307

4% 0,504 0,328

8% 0,521 0,337

10% 0,528 0,341

ДР «С» 1% 0,501 0,358

4% 0,876 0,463

8% 0,921 0,512

10% 0,959 0,537

Наиболее оптимальное значение концентрации расширяющих добавок

составляет 4-5 % от массы портландцемента, при дальнейшем увеличении количества добавок адгезия меняется не значительно. Кроме того, появляется вероятность растрескивания цементного камня в результате значительного расширения после его схватывания.

Результаты проведенных исследований позволили приступить к более широкому исследованию составов тампонажных материалов, рекомендованных для конкретных геолого-технических условий. При этом определялись

оптимальные значения концентраций модифицирующих добавок (понизителей фильтрации, пластификаторов, пеногасителей, ускорителей загустевания и схватывания, расширяющих добавок) с учетом требований предъявляемых к тампонажному раствору-камню, применительно к конкретным горногеологическим особенностям месторождений. Цементные растворы готовились на основе портландцементов тампонажных ПЦТ-1-100 и ПЦТ-1-0-СС-1.

Для цементирования хвостовиков в боковых стволах было разработано около 10 рецептур расширяющихся тампонажных смесей с различными добавками.

В качестве примера в таблицах 3 и 4 приведены рецептура тампонажного материала для крепления хвостовиков при нормальных температурах с расширяющей добавкой ДР «С» и свойства полученного раствора и камня.

Таблица 3 - Состав тампонажного материала

Состав Концентрация

Цемент ЩТ-Ю-ССМ Основа

ДР «В» (в % от массы ПЦТ) 5

Гидроксиметилцеллюлоза ГМЦ (в % от массы ПЦТ) 0,3

Пластификатор-В (в % от массы ПЦТ) 0,3

Пеногаситель (в % от массы ПЦТ) 0,2

СаС12 (в % от массы ПЦТ) 2

Техническая вода, В/Ц отношение 0,5

Таблица 4 - Характеристики тампонажного раствора и камня с расширяющей добавкой ДР «С»

Параметры ПЦТ-1-0 Разработанный состав

В/Ц 0,44 0,5

Плотность, кг/мЗ 1920 1810

Растекаемость, мм 240 200

Сроки схватывания, ч-мин 5-10; 6-30 3-10;3-45

Время загустевания, ч-мин. 6-00 - 30 Вс; 7-30-42 Вс 3-15-30 Вс; 5-20-70 Вс

Водоотдача, смЗ/ЗО мин. 116 25

Линейное расширение, % 0,00 4,8

Прочность на изгиб через 2 сут .(через 7 сут.), МПа 5,93 (7,26) 4,35 (5,21)

Так же была разработана и исследована рецептура расширяющегося тампонажного состава для крепления хвостовиков боковых стволов в Пермском крае и в других нефтяных районах со схожими горно-геологическими условиями при нормальных и умеренных температурах с низким показателем фильтрации - 25 мл./ЗО мин, высоким значением прочности на изгиб - 9,82 МПа через 4 суток твердения и линейным расширением не менее 4%. Тампонажный состав был разработан на основе портландцемента тампонажного марки в (ПЦТ Ю-СС-1). В состав тампонажного материала входят: понизитель фильтрации, пластификатор, пеногаситель, реагент для увеличения прочности и адгезии цементного камня, расширяющая добавка на основе оксида кальция, ускоритель схватывания и загустевания.

Для исключения осложнений и обеспечения нормального спуска обсадных колонн в комплекс работ по подготовке скважин к креплению была включена кольматационная обработка ствола скважины. При этом совместно с ПермНИПИнефть, была предложена новая конструкция гидродинамического кольмататора и разработана технология проведения работ. Благодаря размещению гидродинамических насадок кольмататора по периметру вдоль касательных к окружности корпуса несколько меняется механизм кольматации, который заключается в том, что в области истекающей из насадок струи давление высокое, а за этой областью - низкое. В области низкого давления из порового пространства выходит более подвижная составляющая коллоидной системы, которой наполнены поры, т.е. жидкость, а в области высокого давления в поровое пространство нагнетается твердая фаза (кольматант), кольматирующая поры.

Другим мероприятием, включенным в комплексную программу, является совершенствование буферных жидкостей, составы которых и объемы были обоснованы в диссертационной работе. Мы полагаем, что хороших результатов можно достичь применением буферных жидкостей содержащих отмывающую, разделительную и кольматирующую порции.

Для сохранения качества крепи при проведении вторичного вскрытия пласта обоснована технология применения щелевой гидропескоструйной перфорации и

совместно с Крысиным Н.И. усовершенствованы устройства (перфораторы) для проведения данной операции в боковых стволах.

В четвертой главе приведены результаты промышленных испытаний.

Поскольку реализация всего комплекса представляет большие сложности, то оценка эффективности предложенных рекомендаций осуществлялась поэтапно.

Внедрение оптимального профиля бокового ствола было осуществлено на скважине № 305 Травнинского месторождения Пермского края. В опытной скважине зенитный угол в интервале залегания неустойчивых отложений верейского горизонта не превышал 30°, а необходимая величина проложения ствола была достигнута в устойчивых горных породах верхнего карбона, мячковского и подольского горизонтов. При бурении бокового ствола были исключены аварии и осложнения и, как результат, были снижены затраты времени и средств на строительство бокового ствола.

Тампонажный состав с расширяющей добавкой «ДР-1» был применен на Тевлино-Русскинском месторождении. Сравнение качества цементирования по скважинам 8240Н и 8243Н, пробуренным в одинаковых геолого-технических условиях, по однотипной технологии, одной буровой бригадой показало, что применение расширяющей добавки, по скважине 8243Н, позволило более чем в 4 раза уменьшить интервал ствола с неопределенной плотностью контакта с сопредельными средами, получить 75,59 % и 41,86 % сплошного плотного контакта цементного камня соответственно с колонной и горной породой (Таблица 5).

Таблица 5 - Сравнение качества цементирования боковых стволов

№ скважины Интервал, м Состояние контакта с колонной Состояние контакта с породой

сплошной, % частичный, % отсутствует, % сплошной, % частичный, % Неопределенный, %

8240Н (контрольная) 2394.42887.6 0.61 98.05 1.34 - 0.61 99.39

8243Н (опытная) 2359.02957.0 75.59 23.44 0.97 41.86 33.71 24.41

В дальнейшем, внедрение тампонажного материала с добавкой ДР-1 было продолжено при цементировании хвостовиков боковых стволов на 9 скважинах Повховского, Южно-Ягунского, Северо-Кочевского и Тевлино-Русскинского месторождений.

Применение технологи цементирования и расширяющихся тампонажных материалов также проводилось в Казахстане на скважинах месторождений Северные Бузачи и Каракудук.

Особенностью месторождения Северные Бузачи является небольшая глубина (550 м) и относительно низкие температуры (ниже 40°С), тогда как, для месторождения Каракудук характерна глубина более 2600 м и забойная температура 110°С.

Для месторождении Северные Бузачи кроме тампонажного материала, был разработан и применен буферный состав.

На месторождении Северные Бузачи зацементировано более 57 обсадных колонн. Применением разработанных расширяющихся тампонажных составов удалось увеличить долю сплошного контакта цементного камня с сопредельными средами. На рисунке 2 представлены средние значения видов контакта цементного камня с обсадными трубами и горными породами при цементировании разработанными тампонажными составами.

всплошной ^частичный "отсутствует

С колонной С горной породой

Рисунок 2. Средние значения состояния контакта цементного камня с сопредельными средами при цементировании скважин на месторождении

Северные Бузачи

На месторождении Каракудук опытно-промышленные испытания разработанной технологии крепления с использованием расширяющихся тампонажных растворов проведены на скважине № 306.

Результаты оценки качества крепления обсадных колонн на нефтяных месторождениях Западной Сибири и Республики Казахстан показали эффективность разработанных расширяющихся тампонажных составов с регулируемыми технологическими свойствами. Удалось существенно повысить качество крепления обсадных колонн и получить надежную и долговечную крепь.

Технология вторичного вскрытия продуктивных пластов с применением щелевой гидропескоструйной перфорации была использована в боковых стволах для вскрытия терригенных отложений кожинского надгоризонта и на одной скважине турнейского яруса на месторождениях Пермского края. Ее применение позволило повысить дебиты добывающих скважин в 8,9-14,4 раз, а в нагнетательных скважинах увеличить приемистость в 14,8 раз. Дополнительная добыча на 1 скважину в среднем составила 860 тонн.

В процессе выполнения диссертационной работы были разработаны технические усЛовия на производство расширяющей добавки и регламент по приготовлению тампонажных растворов и буферных жидкостей в соответствии с разработанными рецептурами на месторождении Северные Бузачи.

Основные выводы и рекомендации

1. Обоснован и реализован комплексный подход к повышению качества строительства дополнительных стволов из ранее пробуренных скважин, включающий проектирование конструкции основных скважин, проектирование профиля, технологии проводки и заканчивания боковых стволов, адаптированный к месторождениям Пермского края.

2. При проектировании конструкций новых скважин необходимо учитывать возможность их дальнейшего использования для строительства боковых стволов, высокое качество которых может обеспечиваться увеличенным диаметром «основной» эксплуатационной колонны, частности, изменением ее диаметра с 146 или 168 мм до 178,3 мм.

3. При строительстве боковых стволов проходящих через интервалы неустойчивых пород, критерием оптимизации профиля должна быть не длина бокового ствола, а минимизация осложнений при его бурении, достигаемая, для месторождений Пермского края, обеспечением зенитных углов менее 30° в верейских и тульских терригенных отложениях, а необходимая величина проложения ствола должна достигаться в устойчивых горных породах верхнего карбона.

4. Применение расширяющих добавок оксидного типа в тампонажных цементах, и разработанные на их основе несколько рецептур тампонажных материалов обеспечили повышение качества крепления обсадных колонн, в различных геолого-технических условиях на ряде месторождений Пермского края, Западной Сибири и Западного Казахстана в скважинах с нормальными и умеренными температурами.

5. Применение разработанных расширяющихся тампонажных материалов при креплении эксплуатационных колонн на месторождениях на месторождениях Северные Бузачи и Каракудук в Республике Казахстан показали их эффективность, и позволили при креплении обсадных колонн на 25-30% увеличить долю сплошного контакта цементного камня с сопредельными средами.

6. Применение щелевой гидропескоструйной перфорации в качестве метода вторичного вскрытия продуктивного пласта, в скважинах с цементируемым хвостовиком, обеспечивает наряду с увеличением площади фильтрационных каналов и повышением дебетов скважин в 9-14 раз, сохранность крепи за счет минимизации динамических нагрузок действующих на нее при перфорации.

7. Применение комплексного подхода в полном объеме, включая реализацию предлагаемых оптимальных профилей боковых стволов и конструкций первых стволов скважин, применение разработанных расширяющихся тампонажных составов, разработанных технологий крепления обсадных колонн и вторичного вскрытия продуктивных пластов должно обеспечить повышения качества строительства боковых стволов.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Чернышов С.Е. К выбору проектного профиля ствола наклонно-направленных скважин с условно горизонтальным участком ствола на территории Верхнекамского месторождения калийных солей /С.Е. Чернышов, J1.H. Долгих, В.П. Болотов //Молодые ученые ГНФ: сб. стат. - Вып. 1. Пермь, ПГТУ, 2006. -С. 83-86.

2. Чернышов С.Е. Особенности проводки наклонно-направленных скважин с учетом размеров охранной зоны на территории Верхнекамского месторождения калийных солей / С.Е. Чернышов, J1.H. Долгих, В.П. Болотов //Нефтегазовое и горное дело: вестник ПГТУ- Выпуск 7.2007. - С. 137-143.

3. Чернышов С.Е. Технико-технологическое обеспечение проводки скважин по задйнному профилю на Шершневской площади /С.Е. Чернышов //Проблемы рационального природопользования / Санкт-Петербургский государственный горный институт. СПб, 2007. 268 с. Записки горного института. Т. 170. 4.2. - С. 79-81.

4. Чернышов С.Е. Особенности технологии бурения наклонно-направленных скважин с условно горизонтальным участком на территории Верхнекамского месторождения калийных солей /С.Е. Чернышов //Проблемы геологии и освоения недр: труды XI международного симпозиума им. академика М.А. Усова студентов и молодых ученых. - Томск, 2007. - С. 451452.

5. Чернышов С.Е. Обоснование профиля дополнительного ствола скважины при строительстве в осложнённых условиях /С.Е. Чернышов, Т.Н. Крапивина, Н.И. Крысин //Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008., - № 8. - С. 45-48.

6. Чернышов С.Е. Совершенствование технологии вскрытия продуктивных пластов на депрессии /Т.Н. Крапивина, Н.И. Крысин, Т.П. Соболева, С.Е. Чернышов, А.П. Предеин //Научные исследования и инновации: научный журнал 2008. Т.2, № 4. - С. 89-92.

7. Чернышов С.Е. Разработка и совершенствование технологии строительства дополнительных стволов из ранее пробуренных скважин /С.Е. Чернышов, Т.Н. Крапивина //Проблемы геологии и освоения недр: труды XII международного симпозиума им. академика М.А. Усова студентов и молодых ученых. - Томск, 2008. - С. 524-525.

8. Чернышов С.Е. Эффективность вскрытия продуктивных пластов на депрессии / Т.Н. Крапивина, Н.И. Крысин, С.Е. Чернышов //Научные исследования и инновации: научный журнал 2008. Т.2, Л» 4. - С. 93-97.

9. Чернышов С.Е. Совершенствование технологии строительства дополнительных стволов из ранее пробуренных скважин / С.Е. Чернышов, Н.И. Крысин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2009., - № 10. - С. 24-28.

10. Чернышов С.Е. Пути повышения качества крепления хвостовиков в боковых стволах /С.Е. Чернышов //Проблемы геологии и освоения недр: труды XIII международного симпозиума им. академика М.А. Усова студентов и молодых ученых. - Томск, 2009. - С. 530-532.

П.Чернышов С.Е. Повышение качества цементирования хвостовиков боковых стволов /С.Е. Чернышов, Н.И. Крысин //Молодежная наука Прикамья: Сб. науч. тр.- Пермь: Издательство ПГТУ, 2009., - Выпуск 10. - С. 273-276.

12. Чернышов С.Е. Совершенствование технологии строительства дополнительных стволов из ранее пробуренных скважин /С.Е. Чернышов //Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 6. - С. 22-24.

П.Чернышов С.Е. Влияние расширяющих добавок на свойства цементного раствора-камня / С.Е. Чернышов, Т.Н. Крапивина //Геолргия, геоинформационные системы, горно-нефтяное дело: вестник ПГТУ. 2010. -№5.-С. 31-33.

14. Чернышов С.Е. Повышение качества цементирования обсадных колонн нефтедобывающих скважин на Вынгапуровском месторождении /С.Е. Чернышов, B.C. Носков //Геология, геоинформационные системы, горнонефтяное дело: вестник ПГТУ. 2010. - №5. - С. 34-36.

15. Чернышов С.Е. Повышение качества цементирования эксплуатационных колонн на Вынгапуровском месторождении /С.Е. Чернышов,

B.C. Носков //Научные исследования и инновации: научный журнал 2010. Т.4, №2.-С. 19-21.

16. Чернышов С.Е. Повышение качества строительства дополнительных стволов из ранее пробуренных скважин /С.Е. Чернышов //Нефтегазовое и горное дело: тезисы докладов Всероссийской науч.-техн. конференции, Пермь: ПГТУ, 2010.-С. 72-73.

П.Чернышов С. Совершенствование технологии строительства дополнительных стволов /С. Чернышов, Н. Крысин //Нефтесервис, 2010, № 2. -

C. 62-64.

Подписано в печать 12.02.11. Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16. Гарнитура «Times». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1. Тираж 90. Заказ 14.

Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета

Адрес типографии: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Чернышов, Сергей Евгеньевич

ВВЕДЕНИЕ.

1. АНАЛИЗ УСЛОВИЙ СТРОИТЕЛЬСТВА ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ СТВОЛОВ ИЗ РАНЕЕ ПРОБУРЕННЫХ СКВАЖИН.

1.1 Общие проблемы бурения и заканчивания дополнительных стволов из ранее пробуренных скважин.!.

1.2 осложнения при бурении дополнительных стволов на примере месторождении

Пермского края.

1.2.1 Влияние геолого-технических особенностей Пермского края на качество строительство дополнительных стволов.

1.2.1.1 Химический и минералогический состав горных пород.

1.2.1.2 Гидрогеологическая характеристика разреза.

1.2.1.3 Влияние нефтегазоносности, пластовых давлений на технологию проводки боковых стволов.

1.2.1.4 Состав и коллекторские свойства продуктивных горизонтов.

1.3 Анализ существующих конструкций нефтедобывающих скважин и бурящихся из них боковых стволов.

1.4 Анализ существующих профилей боковых стволов, пробуренных из нефтедобывающих скважин.

1.5 Анализ качества крепления хвостовиков в боковых стволах.

1.6 Проблемы вторичного вскрытия пластов.

1.7 Выводы по главе 1. Постановка цели работы и задач исследований.

2. ОБОСНОВАНИЕ РАБОЧЕЙ ГИПОТЕЗЫ. МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ И ОБРАБОТКИ ПОЛУЧЕННЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ.

2.1 Обоснование технологических мероприятия, повышающих качество строительства боковых стволов.

2.1.1 Обоснование предложений, предупреждающих осложнения при бурении дополнительных стволов оптимизацией их профиля.

2.1.2 Увеличение диаметра боковых стволов и оптимизация конструкции скважин.

2.1.3 Совершенствование технологии строительства дополнительных стволов.

2.2 Обоснование технологических мероприятия и материалов, повышающих качество заканчивания боковых стволов.

2.2.1 Обоснование требований к технологии и материалам.

2.2.2 Обоснование сырьевых компонентов для получения специальных тампонажных материалов (обоснование объектов исследований).

2.2.3 обоснование применения щадящих методов перфорации.

2.3 Методика проведения экспериментальных исследований.

2.4 Методика планирования и математическая обработка экспериментальных данных.

3. КОМПЛЕКСНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ПОВЫШЕНИЯ КАЧЕСТВА СТРОИТЕЛЬСТВА БОКОВЫХ СТВОЛОВ ИЗ РАНЕЕ ПРОБУРЕННЫХ СКВАЖИН.

3.1 Увеличение диаметра боковых стволов и выбор оптимальной конструкции скважин.

3.2 выбор оптимального профиля боковых стволов.

3.3 Разработка составов расширяющихся тампонажных растворов.

3.3.1 Влияние расширяющих добавок на свойства тампонажных растворов и камня.

3.3.2 Влияние расширяющих добавок на прочность контакта цементного камня с сопредельными средами.

3.3.3 Лабораторные исследования свойств разработанных тампонажных составов.

3.3.4 Совершенствование рецептур расширяющихся тампонажных составов для цементирования хвостовиков в боковых стволах при нормальной и повышенной температурах.

3.4 Совершенствование технологии цементирования дополнительных стволов.

3.5 Разработка технологии щадящего метода вторичного вскрытия продуктивных пластов как способа сохранения крепи.

4. АПРОБЦИЯ И ПРОМЫШЛЕННОЕ ВНЕДРЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ.

4.1 Внедрение оптимального профиля бокового ствола.

4.2 Внедрение расширяющегося тампонажного материала с добавкой ДР-1.

4.3 Внедрение разработок на месторождении Северные Бузачи (Казахстан).

4.4 Внедрение разработок на месторождении Каракудук.

4.5 Внедрение щелевой гидропескоструйной перфорации.

4.6 Разработка нормативной документации.

4.7 Оценка экономической эффективности разработок.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование технологии бурения и заканчивания дополнительных стволов"

На фоне массового снижения дебитов и повышения обводненности нефти, актуальным становится вопрос довыработки остаточных запасов нефтяных месторождений. Существующие системы разработки не позволяют равномерно и полно извлекать нефть из продуктивных пластов, таким образом, в недрах остаются значительные объемы нетронутых запасов. В тоже время, I возможности современных методов моделирования процессов разработки и вытеснения нефти из продуктивных пластов, с учетом горно-геологических и горнотехнических условий, позволяют с большой вероятностью определять наиболее перспективные зоны для довыработки остаточных запасов нефти.

В данной ситуации очевидно наиболее эффективным и экономичным способом довыработки остаточных запасов нефти из водонефтяных и тупиковых зон с использованием ранее пробуренного фонда скважин, находящихся в простое из-за аварий или по причине нерентабельной эксплуатации, является метод реконструкции части имеющегося фонда скважин строительством боковых стволов. Этот способ позволит вскрыть нефтенасыщенные участки пластов, где по данным геолого-гидродинамического моделирования процесса разработки находятся нетронутые запасы нефти. С I появлением всевозможных видов навигационного оборудования, надежного износостойкого породоразрушающего инструмента, технологий проводки и технологической оснастки, бурение боковых стволов (БС) приобретает все большее значение как метод повышения нефтеотдачи пластов.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Одним из наиболее перспективных, экономичных и эффективных способов довыработки остаточных запасов углеводородов является метод реконструкции части имеющегося фонда скважин, строительством дополнительных стволов.

В настоящее время нефтяные компании наращивают объемы добычи нефти и газа, в том числе и за счет строительства дополнительных стволов из ранее пробуренных скважин, снижая затраты на бурение новых скважин.

Область строительства направленных боковых стволов (БС) в настоящее время находится на стадии своего развития и совершенствования, и естественно, существует целый ряд сложных проблем, нерешенность которых сдерживает это перспективное направление. В частности, выявляются недостатки при выборе проектного профиля бокового ствола, невозможность осуществления проводки в соответствии с проектными данными, отсутствие должного качества крепления хвостовика в боковом стволе. Проблемным остается вопрос вторичного вскрытия продуктивных пластов, так как при I применяемом методе кумулятивной перфорации, во всех случаях происходит разрушение цементного камня за колонной и образование трещин в нем в результате возникновения больших нагрузок на колонну и камень при кумулятивной перфорации.

По мнению некоторых исследователей, отсутствие разработанной комплексной инженерной технологии, адаптированной к конкретным геолого-техническим условиям, является одним из факторов, сдерживающих развитие данного перспективного направления.

Мы полагаем, что комплексная технология повышения качества строительства боковых стволов из старого фонда скважин должна начинаться с проектирования основных стволов скважин, которые должны быть благоприятны и наиболее эффективны с точки зрения дальнейшей разработки месторождений проводкой дополнительных стволов.

Проектирование оптимального профиля бокового ствола (БС), его проводка и этапы, входящие в цикл заканчивания, также должны решаться комплексно с учетом конкретных геолого-технических условий. I

Несмотря на достаточно большой объем исследований, проводимых в этом направлении, проблема повышения качества строительства боковых стволов до сих пор не решена, и актуальность ее будет возрастать из-за увеличения их количества, роста доли горизонтальных стволов с (большим проложением в продуктивной части пласта.

Цель работы

Снижение аварийности и осложненности при строительстве боковых стволов на базе комплексной технологии, включающей совершенствование конструкций основных скважин, профиля дополнительного ствола, технологию его бурения, разработку расширяющихся тампонажных составов и щадящих г методов вторичного вскрытия.

Основные задачи работы

1. Анализ влияния геолого-технических условий на качество строительства боковых стволов в Пермском крае.

2. Обоснование комплексного подхода к повышению качества строительства боковых стволов, включая оптимизацию конструкции «основных» скважин, конструкции и профилей боковых стволов, а также мероприятия по повышению качества заканчивания боковых стволов.

3. Разработка рецептур расширяющихся тампонажных составов с регулируемыми технологическими свойствами для крепления хвостовиков при строительстве боковых стволов в Пермском крае.

4. Опытно-промышленные испытания, рекомендации, разработка нормативной документации, внедрение и оценка экономической эффективности разработок.

Методы решения задач

Поставленные задачи решались при помощи:

- комплексного анализа и обобщения данных об особенностях горно геологических условий, данных об опыте проводки боковых стволов из ранее пробуренных скважин в Пермском крае;

- анализа современного состояния проблемы по отечественным и зарубежным материалам;

- теоретических и экспериментальных работ по объектам исследований с последующей обработкой полученных результатов;

- опытных работ в промысловых условиях с последующим их внедрением на производстве.

Научная новизна

1. Обоснована комплексная технология повышения качества строительства дополнительных стволов, адаптированная к месторождениям Пермского края, являющаяся основой разработки проектных решений и технико-технологических мероприятий для бурения и заканчивания боковых стволов.

2. Разработана методика совершенствования конструкции основных стволов скважин с учетом будущего строительства из них дополнительных стволов и обоснован критерий минимизации осложнений в процессе бурения для проектирования профилей боковых стволов скважины.

3. С использованием расширяющих добавок оксидного типа различных производителей получены тампонажные материалы с величиной расширения от 1,6 до 5,0%, послужившие основой выбора наиболее эффективных рецептур тампонажных растворов для конкретных геолого-технических условий.

4. Установлена целесообразность применения щелевой гидропескоструйной перфорации в качестве щадящего метода вторичного вскрытия продуктивного пласта в дополнительных стволах, обеспечивающего повышение дебитов пластовой продукции и сохранность крепи.

Практическая ценность

1. Расширяющая добавка к тампонажным растворам для нормальных и умеренных температур «ДРС-НУ», применение которой в составе тампонажных растворов при цементировании обсадных колонн на месторождениях Северные Бузачи и Каракудук в Республике Казахстан, позволило увеличить величину линейного расширения тампонажных растворов и увеличить долю плотного контакта цементного камня с сопредельными средами.

2. Применение разработанных расширяющихся тампонажных составов с регулируемыми технологическими свойствами на месторождениях Северные Бузачи и Каракудук в Республике Казахстан при цементировании обсадных колонн нефтедобывающих скважин позволило на 25-30 % увеличить долю сплошного контакта цементного камня с обсадными трубами и горными породами.

3. Применение технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов с применением щелевой гидропескоструйной перфорации в боковых стволах на месторождениях Пермского края позволило повысить дебиты добывающих скважин в 8,9-14,4 раз с получением дополнительной добычи нефти на 1 скважину в среднем 860 тонн, а в нагнетательных скважинах увеличить приемистость в 14,8 раз.

4. Разработанные по результатам внедрения на месторождении Северные Бузачи технические условия на производство расширяющей добавки «ДРС-НУ», программы работ по цементированию кондукторов и эксплуатационных колонн, регламент по приготовлению тампонажных растворов и буферных жидкостей обеспечат более широкое внедрение расширяющихся тампонажных материалов.

Защищаемые положения

1. Комплекс технологических мероприятий для успешной проводки дополнительных стволов, повышения качества их крепления и вторичного вскрытия на территории Пермского края

2. Рецептуры расширяющихся тампонажных составов с регулируемыми технологическими свойствами для крепления хвостовиков в боковых стволах в условиях нормальных и умеренных температур.

3. Методика проектирования конструкции «основных» стволов скважин и выбора оптимального профиля дополнительных стволов скважин применительно к месторождениям Пермского края.

4. Применение щелевой гидропескоструйной перфорации в качестве щадящего метода вторичного вскрытия продуктивных пластов в боковых 8 стволах скважин.

Апробация работы

Результаты исследований докладывались:

• на Конкурсе молодых работников ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» на лучшую научно-техническую разработку в 2005, 2007 и 2009 годах в г. Пермь;

• Всероссийской конференции-конкурсе среди студентов выпускного курса высших учебных заведений, осуществляющих подготовку научно-педагогических кадров горно-геологического, нефтегазового и металлургического профиля в 2006 году в г. Санкт-Петербург;

• Международной научно-технической конференции «Проблемы рационального природопользования» в 2008 году в г. Пермь;

• Международном симпозиуме имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоения недр» в 2007, 2008 годах в г. Томск;

• Международном форуме-конкурсе молодых ученых «Проблемы недропользования» в 2006 и 2009 годах в г. Санкт-Петербург;

• Второй Международной научно-технической конференции «Повышение качества строительства скважин», посвященной памяти Мавлютова М.Р., Уфа, 2010.

Публикации

Результаты исследований, отражающие основные положения диссертационной работы, изложены в 17 печатных работах, в том числе 4 в изданиях рекомендованных ВАК РФ.

Структура и объём работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, выводов и рекомендаций. Работа изложена на 186 страницах, включает 25 рисунков, 35 таблиц, 4 приложения. Список использованной литературы включает 146 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Чернышов, Сергей Евгеньевич

Основные результаты диссертационной работы:

1. Обоснован и реализован комплексный подход к повышению качества строительства дополнительных стволов из ранее пробуренных скважин, включающий проектирование конструкции основных скважин, проектирование профиля, технологии проводки и заканчивания боковых стволов, адаптированный к месторождениям Пермского края.

2. При проектировании конструкций новых скважин необходимо учитывать возможность их дальнейшего использования для строительства боковых стволов, высокое качество которых может обеспечиваться увеличенным диаметром «основной» эксплуатационной колонны, частности, изменением ее диаметра с 146 168 мм до 178,3 мм.

3. При строительстве боковых стволов проходящих через интервалы неустойчивых пород, критерием оптимизации профиля должна быть не длина бокового ствола, а минимизация осложнений при его бурении, достигаемая, для месторождений Пермского края, обеспечением зенитных углов менее 30° в верейских и тульских терригенных отложениях, а необходимая величина проложения ствола должна достигаться в устойчивых горных породах верхнего карбона

4. Применение расширяющих добавок оксидного типа в тампонажных цементах, и разработанные на их основе несколько рецептур тампонажных материалов обеспечили повышение качества крепления обсадных колонн, в

150 различных геолого-технических условиях на ряде месторождений Пермского края, Западной Сибири и Западного Казахстана в скважинах с нормальными и умеренными температурами.

5. Применение разработанных расширяющихся тампонажных материалов при креплении эксплуатационных колонн на месторождениях на месторождениях Северные Бузачи и Каракудук в Республике Казахстан показали их эффективность, и позволили при креплении обсадных колонн на 25-30% увеличить долю сплошного контакта цементного камня с сопредельными средами.

6. Применение щелевой гидропескоструйной перфорации в качестве метода вторичного вскрытия продуктивного пласта, в скважинах с цементируемым хвостовиком, обеспечивает наряду с увеличением площади фильтрационных каналов и повышением дебитов скважин в 9-14 раз, сохранность крепи за счет минимизации динамических нагрузок действующих на нее при перфорации.

7. Применение комплексного подхода в полном объеме, включая реализацию предлагаемых оптимальных профилей боковых стволов и конструкций первых стволов скважин, применение разработанных расширяющихся тампонажных составов, разработанных технологий крепления обсадных колонн и вторичного вскрытия продуктивных пластов должно обеспечить повышения качества строительства боковых стволов.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Чернышов, Сергей Евгеньевич, Пермь

1. A.c. №927972 (СССР), Е21В 33/13. Способ химической обработки тампонажных растворов/ B.C. Данюшевский, К.А.Джабаров, Л.Г.Жукова и др. Опубл. Б.И. №18 - 1982.

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

3. Агзамов Ф.А., Измухамбетов Б.С. Долговечность тампонажного камня в коррозионно-активных средах. СПб, 2005. - 318 с.

4. Ахмадеев Р.Г., Данюшевский B.C. Химия промывочных и тампонажных жидкостей.- М.:Недра, 1981. — 152.

5. Ашрафьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях.— М.: Недра, 1989.— 228 с.

6. Алексеев Ю.Ф. Механические свойства горных пород нефтяных месторождений Башкирии.— Уфа.: Башкнигоиздат, 1961.— 128 с.

7. Альбом конструкций скважин с горизонтальными и боковыми направленными стволами АНК "Башнефть" / Сост. Уразаков К. Р., Кутдусова 3. Р., Алексеев Ю. В. и др.— Уфа: БашНИПИнефть, 1999.— 109 с.

8. А.Г. Калинин, Б.А. Никитин, K.M. Солодкий, A.C. Повалихин. Профили направленных скважин и компоновки низа бурильных колонн / М.: Недра, 1995.

9. Андресон Б.А., Гилязов P.M. Буровые растворы на полигликолевой основе для бурения и заканчивания скважин.— Уфа: Изд-во УГНТУ, 2001.—88с.

10. Бонетт А., Пафитис Д., Ленд Ш. Миграция газа взгляд вглубь проблемы. Нефтегазовое обозрение. Шлюмберже, 1998. с. 18-33.

11. Булатов А.И., Сухенко Н.И. Изоляционные работы при проводке скважин в условиях поглощения бурового раствора/ / Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. -1983.-Вып. 11 (50).-71 с.

12. Булатов А.И. Цементы для цементирования глубоких скважин. М.:Гостоптехиздат, 1962. -203 с.

13. Булатов А.И. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. -М.: Недра, 1977.

14. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин: Учеб. пособие для вузов. — М.: ООО «Недра», 2000-677 с.:ил

15. Басарыгин Ю.М., Булатов А. И., Проселков Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учеб. пособие для вузов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002.-632 с.:ил.

16. Булатов А.И., Долгов С. В. Спутник буровика: Справ, пособие: В 2 кн. М.: ООО «Недра- Бизнесцентр», 2006.

17. Булатов А.И., Справочник по бурению. М.: Недра,-1985г.

18. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. Учеб. пособие для вузов. М.: ООО «Недра - Бизнесцентр» 2000. - 670 е.: ил.

19. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы: Учеб. пособие для вузов. — М.: Недра, 1999.

20. Булатов А.И., Габузов Г.Г., Макаренко П.П. Гидродинамика углубления и цементирования скважин. — М.: Недра, 1999.

21. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин.— М.: Недра, 1984.— 317 с.

22. Безумов В.В. Выбор отклоняющих компоновок для забуривания вторых стволов турбинным способом/ /Нефтяное хоз-во. — 1989. № 12. С. 20-22.

23. Барановский В. Д., Булатов А. И., Крылов В. И. Крепление и цементирование наклонных скважин.— М.: Недра, 1983.— 352 с.

24. Булатов А.И., Макаренко П.П., Будников В.Ф., Басаргин Ю.М. Теория и практика заканчивания скважин. В 5 т. / Под ред. А.И. Булатова. — М.: ОАО «Издательство "Недра"».— 1998.—Т. 4.—496с.

25. Баршай Г.С., Буяновский Н.И. Теория и практика турбинного бурения.— М.: Гостоптехиздат, 1961.— 416с.

26. Булатов А.И. Цементы для цементирования глубоких скважин. М. .-Гостоптехиздат, 1962. -203 с.

27. Вяхрев В.И. Бурение и заканчивание газовых скважин в условиях Заполярья (Проблемы решения оригинальных технологий): Дис. д-ра техн. наук: 25.00.15. Тюмень: изд. ТюмГНГУ, 1999. - 65 с.

28. Восстановление бездействующих скважин зарезкой вторых стволов АО «Татнефть» И.Г. Юсупов, Р.Г. Габдуллин, М.Ф. Асадуллин и др./ / Нефтяное хоз-во. 2001. - №2. - С. 53-56.

29. Григорян А.М.Вскрытие пластов многозабойными горизонтальными скважинами.-М.:Недра, 1969.-190с.

30. Гноевых А.Н. Повышение надежности технологических процессов и качества заканчивания скважин: Дис. д-ра техн. наук: 05.15.10. — М.: изд. Газпром, 2000. 89 с.

31. Гайдаров М.М.-Р. Исследование и разработка буровых растворов для проводки скважин в глинистых и солевых отложениях: Дис. на соиск. уч. степ. д.т.н.- СПб, 2010 г. — 366 стр.

32. Гасанов А. П. Восстановление аварийных скважин: Справочник.— М.: Недра, 1983.—С. 128.

33. Гилязов P.M., Габдрахманов Н.Х., Рамазанов Г.С., Уразаков K.P., Валеев М.Д. Строительство и эксплуатация нефтяных скважин с боковыми стволами.— Уфа, 2001.— 254 с.

34. Гилязов P.M., Янтурин А.Ш. Методика расчета потерь осевых нагрузок и момента кручения по длине бурильной колонны при бурении бокового ответвления ствола скважины БОС. / БашНИПИнефть: РД-39 2000.— Уфа: БашНИПИнефть, 2000.

35. Гилязов P.M. Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - 255 е.: ил.

36. Гежберг Ю.М. Регулирование траектории и диаметра ствола скважины с помощью радиально-упрутих устройств / Обзорн. информ. Сер. Бурение.— М.: ВНИИОЭНГ, 1987.— 54 с.

37. Гаджиев М.С. Экономика и ремонт основных производственных фондов бурения. М., «Недра» 1970. 208с.

38. Григорян H.A., Григорян B.C. Экономика бурения наклонных скважин. — М.: Недра, 1977.

39. Гулизаде М.П., Сеид-рза Ф. Основные принципы проектирования неориентированных КНБК для бурения вторых стволов в глубоких скважинах/ / Азербайджанское нефт. хоз-во. 1989. - № 11. - С. 21-22.

40. Григорян Г.А. Бурение наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров.— М: Недра, 1974.— 240 с.

41. Данюшевский B.C., Ростайчик Т.И. Длительное твердение цемента в гидротермальных условиях,- В кн.: VI Международный конгресс по химии цемента. Т.З- М.: Стройиздат, 1979. -С. 248-352.

42. Данюшевский B.C. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов. М.: Недра, 1978. - 293 с.

43. Девис С. X., Фолк Дж. X. Сокращение времени ожидания затвердевания цемента / Пер. с англ. № 164/76 — М.: ГОСТы, 1957.— 14 с.

44. Дородное И.П., Суховерхов В.Г. Бурение второго ствола скважин эксцентричным долотом/Реф. науч.-техн. сб. Сер. Бурение. Вып. 8. — 1975.-С. 10-12.

45. Данюшевскиц B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1987. -373 с.

46. Данюшевский B.C. Расширяющийся тампонажный цемент для газовых скважин. — «Цемент», 1966. № 2, С. 10-11.

47. Дородное И.П., Суховерхое В.Г. Бурение второго ствола скважин эксцентричным долотом/Реф. науч.-техн. сб Сер. Бурение. Вып. 8. 1975. -С. 10-12.

48. Измухамбетов Б.С., Агзамов Ф.А., Умралиев Б.Т. Применение дезитеграторной технологии при получении порошкообразных материалов для строительства скважин. СПб.: ООО «Недра», 2007. - 464 с.

49. Измухамбетов Б.С., Каримов Н.Х., Агзамов Ф.А., Мавлютов М.Р. Применение дезинтеграторной технологии в нефтегазовой промышленности. Самара, 1998. - 150 с.

50. Карабалин У.С. Теоретические основы повышения. безопасности буровых работ и разработки природоохранных технологий освоения морских нефтегазовых месторождений: Дис. на соиск. уч. степ. д.т.н.- Атырау, 2010 г. 275 стр.

51. Кагарманов Н.Ф., Давлетбаев М.Р., Самигуллин В.Х., Шайнуров Р. С., Юмашев Р.Х., Гилязов P.M. Вскрытие продуктивных пластов горизонтальными скважинами//Межвузовский тематический сб. науч. тр. -Уфа, УГНТУ, 1996.

52. Кагарманов Н.Ф. Механизм разрушения пород при горизонтальном бурении: Тр. 5-й Всесоюзной науч.-техн. конференции. Разрушение горных пород при бурении скважин, Уфа, 1990.

53. Крылов В.И., Крецул В.В. Технологические особенности бурения скважин с большим отходом забоя от вертикали // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ОАО «ВНИОЭНГ», 2005. - № 10. -С. 10-19.

54. Клеттер В.Ю. Совершенствование буровых растворов для строительства скважин на акватории арктического шельфа: Дис. на соиск. уч. степ, к.т.н.-Уфа, 2010 г. 149 стр.

55. Крысин Н.И., Крысина Т.И., Ишмухаметова A.M. Основные принципы проектирования состава и свойств буровых растворов/ / Вскрытие нефтегазовых пластов и освоения скважин: Тез. докл. Вторая Всесоюзная науч.-техн. конф. М.: Миннефтепром, 1988. - С. 7-8.

56. Крысин Н.И. Разработка буровых растворов с низким содержанием твердой фазы и безглинистых для повышения качества и ускорения строительства скважин: Дис. на соиск. уч. степ, д.т.н,- Уфа, 1986 г. 477 стр.

57. Кудрявцев JI.H., Подгорнов В.М. Совершенствование технологии заканчивания газовых скважин в карбонатных коллекторах Восточной Туркмении/ / Обзор, информ. Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. ВНИИЭгазпром. 1985. - Вып. 2. - 37 с.

58. Карнаухов M.JL, Близнюков В.Ю., Марданшин М.Р. Проблемы зарезки вторых стволов при разработке нефтяных месторождений в Ноябрьском регионе // НТЖ. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.— 1999.— № 2.— С. 12.

59. Калинин А. Г., Никитин Б. А., Солодкин К. М., Султанов Б. 3. Бурение нефтяных и газовых скважин: Справочник.— М.: Недра, 1997.

60. Кравченко И. В. Быстротвердеющие и высокопрочные портландцемента. -VI Между народный и конгресс по химии цемента. М.: Стройиздат, 1976, т.З, с.6-20.

61. Кравченко И.В. Расширяющиеся цементы. М.: Государственное изд-во литры по строительству, архитектуре, стрительным материалам, 1962.-164 с.

62. Кравченко И.В., Кузнецова Т.В., Власова М.Т., Юдович Б.Э. Химия и технология специальных цементов. М., Стройиздат, 1979. 206 с.

63. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий K.M., Султанов Б.З. Бурение наклонных и горизонтальных скважин: Справочник; Под ред. А.Г. Калинина. М.: Недра, 1997. - 648 е.: ил.

64. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Никитин Б.А. Технология бурения разведочных скважин на нефть и газ: Учеб. для вузов М.: Недра, 1998.

65. Кагарманов Н.Ф., Давлетбаев М.Р., Самигуллин В.Х., Шайнуров P.C., Юмашев Р.Х., Гилязов P.M. Вскрытие продуктивных пластов горизонтальными скважинами/ТМежвузовский тематический сб. науч. тр. -Уфа, УГНТУ, 1996.

66. Комлева С.Ф., Измухамбетов Б.С., Кондрашев О.Ф., Ногаев H.A. Тампонажные растворы с пониженной водоотдачей. Учебник с грифом УМО НТО, Монография, 2008. 188 е., под редакцией Агзамова Ф.А.

67. Кондрашев О.Ф., Шарипов А.У. Модификация структурно-механических свойств полимеров в пористой среде. М.: Геоинформак, 200. - 56 с.

68. Лукьянов Э.Е., Стрельченко В.В. Геолого-технологические исследования в процессе бурения. М.: Нефть и газ, 1997. - 688 с.

69. Ланцевицкая С.А. Тампонажные цементы для крепления глубоких скважин. -Баку: 1963.-103 с.

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

71. Методика определения забойного давления в наклонных и горизонтальных скважинах/ Б.А. Никитин, К.С. Басниев, З.С. Алиев и др. М.: изд. ИРЦ Газпром, 1997.-30 с.

72. Михайлов В.В., Литвер С.Л. Расширяющийся и напрягающий цементы и самонапряжённые железобетонные конструкции. М., Стройиздат, 1974. -312 с.

73. Мачинский Е.К., Булатов А.И., Стафикопуло А.И. Шлакопесчаные безобжиговые цементы для тампонажа скважин с забойной температурой до 200 °С./ Нефт. хоз. № 4, 1958. -с. 36-39.

74. Мачинский Е.К., Булатов А.И. Шлакопесчаные цементы ГрозНИИ с естественным кварцевым песком. /Нефт. хоз. №3. 1960.

75. Маковей Н. Гидравлика бурения: Пер. с рум. М.: Недра, 1986.

76. Мельничук И.П. Бурение направленных скважин малого диаметра. М.: Недра, 1978.

77. Нифантов В.И. Вскрытие продуктивных пластов при строительстве и ремонте скважин/ Под ред. K.M. Тагирова. М.: изд. ООО «ИРЦ Газпром». -2002.-61 с.

78. Некоторые аспекты технологии бурения горизонтальных скважин на месторождениях Татарстана/ Р.Х. Фаткуллин, Я.В. Вакуля, А.И. Поволяев, И.Г. Юсупов/ / Нефтяное хозяйство. 1998. - № 34. - С. 63-65.

79. Нифантов В.И., Лихушин A.M., Оншценко В.Т. Экономическая оценка технологии бурения и крепления вертикальных и горизонтальных скважин

80. ПХГ/ / Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. науч. тр. ВНИИгаз и СевКавНИПИгаз. М.: 1999. - С. 207-209.

81. Новохатский Д.Ф. Тампонажные ншаковые цементы и растворы для цементирования высокотемпературных скважин и технология их применения. Автореф. дис. докт. техн. наук. -Баку, 1975,- 47 с.

82. Огонов С.А. Предупреждение аварий и осложнений при бурении горизонтальных скважин // НТЖ. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.— М.: ВНИИОЭНГ.— 1995.— №3.

83. Оганов A.C., Повалихин A.C., Беляев В.М., Ахметов A.A., Москвичев В.Н «Проводка дополнительного горизонтального ствола из эксплуатационной колонны бездействующей скважины», НТЖ «Нефтяное хозяйство», № 9, 1993.

84. Оганов Г.С., Обухов С.А., Стешин Б.М. и др. Комплексное решение задачи выбора профиля ГС и МЗС с большим отклонением ствола от вертикали на стадии проектирования. Труды ВНИИБТ вып.№1 (69). М.-2006-С.28-43.

85. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности/ РД 08-20098 Госгортехнадзора России. — М.: изд. Госгортехнадзора, 1998. — 101 с.

86. Проводка скважин в осложненных горно-геологических условиях/ A.M. Лихушин, B.C. Лаврентьев, В.И. Нифантов и др.// Газовая промышленность. 1998. - № 10. - С. 40^12.

87. Пат. 2110665 РФ. Устройство для вырезания участка колонны труб в скважине / Рамазанов Г. С., Гилязов Р. М., Зиганшин А. Ш. и др. // Бюл. Открытия. Изобретения.— 1998.— № 13.

88. Пустовойтенко И. П. Предупреждение и ликвидация аварий в бурении.— М.: Недра, 1988.

89. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03.-М., 2003.

90. Попов А.Н. Разрушение горных пород. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2009.-152с.

91. Попов А.Н., Головкина H.H. Прочностные расчеты стенок скважины в пористых горных породах: учебное пособие Уфа: Изд-во УГНТУ, 2001.

92. Повышение эффективности зарезки и бурения второго ствола в добывающих скважинах. -М.: ВНИИОЭНГ, 1985. Вып. 12.

93. Повалихин A.C., Камский П.Э., Козлов A.B., Глушич В.Г. «Вскрытие наклонно залегающих продуктивных пластов горизонтальным боковым стволом», НТЖ «Нефтегазовые технологии», № 1, январь-февраль, 2000.

94. Плотников A.A., Курбанов Я.М. «Анализ строительства боковых стволов в добывающих скважинах на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз», НТЖ

95. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», № 2, 2007.

96. Р.Г. Салихов, Т.Н. Крапивина, Н.И. Крысин. Применение щелевой гидропескоструйной перфорации при вторичном вскрытии продуктивных пластов. СПб.: ООО «Недра», 2005. - 180 с.

97. Рабинович Н, Р., Смирнова Н. Т., Тевзаде Н. Р. Оценка качества вскрытия пластов и освоение скважин // Обзорн. информ.— М.: ВНИИОЭНГ, 1990.— 40с.

98. Ракин В. А. Проблемы и пути решения задач промыслово-геофизических исследований горизонтальных и круто наклонных скважин // Нефтяное хозяйство.— 1994.— № 8.— С. 11.

99. РД-39-0147585-166—98 Регламент по бурению боковых стволов и углублению забоев из ранее пробуренных скважин.— ТатНИПИнефть, 1998 г.

100. РД 03-00147275-072-2002. Руководство по креплению эксплуатационных колонн (хвостовиков) в боковых стволах скважин.— Уфа: БашНИПИнефть, 2002.— 66 с

101. Рылов Н. И., Захарова Г. И. Заканчивание скважин в терригенных отложениях.—М.: ВНИИОЭНГ, 1987.—48 с.

102. Стратегия развития газовой промышленности России/ Под общей ред. Р.И. Вяхирева и A.A. Макарова. М.: Энергоатомиздат, 1997. - 337 с.

103. Сурикова O.A., Серенко И.А. Борьба с поглощениями в зависимости от особенностей геологического строения месторождений/ / Сер. Бурение. ТНТО ВНИИОЭНГ. 1976. - 45 с.

104. Стокли И.О., Дженсен Р.Т. Проектирование заканчивания горизонтальных скважин с учетом условий бурения и капитального ремонта/ / Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1992. - № 4. - С. 20-25.

105. Сеид-Рза М.К., Исмайылов Ш.И., Орман J1.M. Устойчивость стенок в скважине.-М.: Недра, 1981.-175 с.

106. Самшуллин В. X. Забойные компоновки для управления траекторией горизонтальных скважин // Сб. науч. трудов / Башнипинефти.— Уфа— 1992.—Вып. 86.—С. 42.

107. Соловьёв Е.М. Заканчивание скважин -М.: Недра, 1979.

108. Сулейманов М.М., Газарян Г.С., Мангелян Э.Г. Охрана труда в нефтяной промышленности. М.: Недра, - 1980г. - 393с.

109. Совершенствование технологии забуривания новых стволов из обсаженных скважин/ М.О. Ашрафьян, Н.М. Саркисов, Н.Б. Савенок и др./ / Нефтяное хоз-во. 1989. - № 6. - С. 34-38.

110. Самигуллин В.Х. и др. Бурение горизонтальной разведочной скважины в сложных горно-геологических условиях: Тезисы докл. // III Международный симпозиум по бурению скважин в осложненных условиях.— Санкт-Петербург, 5 —10 июня 1995.— С. 62.

111. Справочник инженера по бурению. В 2-х т. / Под ред. В.И. Мищевича и H.A. Сидорова—М.: Недра, 1973.—Т. 1.—520с.

112. Середа Н. Г., Соловьев Е. М. Бурение нефтяных и газовых скважин.— М.: Недра, 1974 — 456 с.

113. Сафиуллин М.Н., Белов В.И., Емельянов П.В. и др. Строительство нефтяных скважин в Западной Сибири.— М.: ВНИИОЭНГ, 1987.— 57 с.

114. Справочник по капитальному ремонту скважин.— М.: Недра, 1973.— 262с.

115. Самшуллин В. X. Забойные компоновки для управления траекторией горизонтальных скважин // Сб. науч. трудов / Башнипинефти.— Уфа— 1992.—Вып. 86.—С. 42.

116. Теория и практика заканчивания скважин/ А.И. Булатов, П.П. Макаренко,

117. B.Ф. Будников, Ю.М. Басарыгин. В 5 т. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. - Т. 5. - 375 с.

118. Технология горизонтального бурения на депрессии с применением установки гибких труб. — М.: Нефтегаз, 1998. С. 187-194.

119. Технические условия на строительство и монтаж буровых установок. Пермь, 1993.

120. Трубы обсадные и муфты к ним / ГОСТ 632-80.

121. Технология строительства скважин с боковыми стволами / Р. М. Гилязов, Г.

122. C. Рамазанов, Р. А. Янтурин.— Уфа: Монография, 2002.—290 с.

123. Фомин A.B. Состояние и перспективы развития нефтяной промышленности России/ /Нефтяное хоз-во. 1994. - № 1. - С. 6-9.

124. Хисамов P.C., Ибатуллин P.P., Фазлыев Р.Т., Юсупов И.Г. «Развитие горизонтальной технологии разработки нефтяных месторождений Татарстана», НТЖ «Нефтяное хозяйство», № 8, 2003.

125. Шенбергер В.М., Зозуля Г.П., Гейхман М.Г. Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах.

126. Шейкин А. Е., Якуо Т. Ю. Безусадочный портландцемент. М., Стройиздат, 1966.

127. Ясов В.Г., Мыслюк М.А. Осложнения в бурении. Справочное пособие. -М.: Недра, 1991. 334 е.: ил.

128. Яшпурин А. Ш. Особенности выбора режимов цементирования обсадных колонн в наклонных и горизонтальных скважинах / НТЖ. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.— М.: ВИИОЭНГ, 1997.—Вып. 5.—С. 20.

129. Aadnoy В. S and Chenevert М. Е. Stability of Highly Inclined Boreholes // SPE, Drlg Eugrg.— 1987, December.— P. 364.

130. Ammerer Wormann H., Hashemi Rera. Completion Fluids Drilling.— 1983.— Vol. 44, №8.

131. Bland R. Water — based glycol sistems acceptable substitute for oil-based muds. // Oil and Gas G.— 1992.— № 29.— P. 54.

132. Brant Bennion. Screening criteria help select formations for underbalanced drilling//Oil & Gas J., 1996. Vol. 94. - pp. 58-64.

133. Brouse M. How to handle stuck pipe and fishing problems. World Oil. — 1982, November, December. 1983, January.

134. Clements W. R. and Yelsma H. H. Horisontal Wells Pose Special Hydranlic Desing Considerations // Petroleum Engineer International.— 1989, November.

135. Enright D. P., Dye B. M. New Fluid Sistem Substitutes for oil-based fluids // Wold Oil.— 1991.— 221—№3.—P. 92-95.

136. Eresman D. Underbalanced drilling guidelines improve safety, efficiency//Oil & Gas J., 1995. Vol. 94. - Feb. 28. -pp. 72-77.

137. Gray G. R., Dairy H. C. and Rogers W. F. Composition and Properties of Oil Well Drilling Fluids.— Houston: Fourth edition. Gulf Publishing Co.,- 1987.-P. 62.

138. Grouse P. C. Horisontal drilling spurs optimism.- Wold Oil.- 1991.- Vol. 212, №2.-P. 35.

139. Increase of quality of wells drilling and workover at underground gas storages/K.M. Tagirov, R.A. Gasumov, V.I. Nifantov, S.A. Varyagov//2001 International Gas Reseach Conference, Amzterdam. 5-8 november 2001.

140. Lunan B. Underbalancel drilling surfase control systems. J. Of Canadian Petroleum Technologe//Oil & Gas J., 1995. - Vol. 34. - Sept. 7. - pp. 29-35.

141. Mondshine T.C. Tests show potassium mud versatility. - Oil and Gas J. - 1974. 22/IV, vol. 72, No. 16, pp. 120-122, 127-130.

142. Moore W. D. ARCO Drilling Horisontal Drainhole for Better Reservoir Placement.— Oil and Gas J.— 1980, Sep.— № 15.

143. MuharryA. Horisontal Drilling Improves Recovery in Abu Dhabi // Oil and Gas J.— 1993.—Vol. 91, № 38.—P. 54.

144. Nance W. B. How to Select Oil Mud Applications.— Petrol Eng. Jnt. (Jan. 1984).—Vol. 56.—№ 1.—P. 30-38.

145. Outmans H.D. Spot fluid quickly to free differentially stuck pipe. Oil and Gas J. - 1974. 15/VII, vol 72, No. 28, pp. 65-68.

146. Skelton J. H. Louisiana Horisontal Well Taps Oil Area of Salt Related Fracturing // Oil and Gas J.— 1992.— Vol. 90, № 27.— P. 88.

147. Tagirov K., Nifantov V., Gnoevyh A., Ryabokon A. Well drilling and work-over technology with the use of foams//International Gas Research Conference, 8-11 November, 1998, San Diego, California, USA.