Совершенствование технологии вскрытия терригенных коллекторов горизонтальными скважинами с применением биополимерных буровых растворов

Чеславский, Ярослав Владимирович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Совершенствование технологии вскрытия терригенных коллекторов горизонтальными скважинами с применением биополимерных буровых растворов
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологии вскрытия терригенных коллекторов горизонтальными скважинами с применением биополимерных буровых растворов"

На правах рукописи

ЧЕСЛАВСКИЙ ЯРОСЛАВ ВЛАДИМИРОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ВСКРЫТИЯ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ С ПРИМЕНЕНИЕМ БИОПОЛИМЕРНЫХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Ухта-2012

2 2 НО Я 2012

005055771

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Ухтинский государственный технический университет»

Научный руководитель - кандидат технических наук, ведущий инженер отдела проектирования строительства и реконструкции скважин филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПечорНИПИнефть» в г. Ухте Демпнская Наталия Григорьевна

Официальные оппоненты:

Близнюков Владимир Юрьевич - доктор технических наук, главный эксперт Экспертно-аналитической группы ОАО «НК «Роснефть», старший научный сотрудник

Лагагонов Сергей Владимирович - кандидат технических наук, ведущий инженер по бурению ЗАО «ЭкоАрктика»

Ведущая организация: ФГБОУ ВПО «Пермский национальный исследовательский политехнический университет»

Защита состоится «12» декабря 2012 года в 10-00 на заседании диссертационного совета Д 212.291.01 при ФГБОУ ВПО «Ухтинский государственный технический университет» по адресу: 169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, д. 13.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО «Ухтинского государственного технического университета».

Автореферат разослан 9 ноября 2012 года.

Ученый секретарь диссертационного совета,

кандидат технических наук, профессор — Н.М. Уляшева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

В настоящее время значительное место в эксплуатационном бурении занимают скважины с горизонтальным окончанием, что связанно как с реконструкцией старого фонда скважин, так и бурением на континентальных шельфах. При этом, основным доводом использования скважин сложного профиля является увеличение дебита скважины за счет значительного возрастания площади дренирования в продуктивном пласте.

Конечный коэффициент извлечения нефти определяется как геологическими факторами, так и применяемыми технологиями вскрытия пласта. Важную роль в этом сложном взаимосвязанном комплексе мероприятий выполняют буровые растворы.

Несмотря на постоянное совершенствование рецептур буровых растворов для первичного вскрытия продуктивных пластов, в большинстве случаев они не всегда обеспечивают сохранение коллекторских свойств и не создают условия для обеспечения ожидаемой производительности скважин.

Многолетние исследования по изучению физико-химических процессов в системе «буровой раствор - коллектор» не дают универсальных рекомендаций, позволяющих обеспечить максимально возможное качество вскрытия продуктивного пласта. В связи с чем, данная проблема остается весьма актуальной и требует новых решений.

Цель работы

Совершенствование технологии вскрытия терригенных коллекторов горизонтальными скважинами за счет оптимизации состава безглинистого биополимерного бурового раствора.

Основные задачи исследований

1) Анализ современного состояния технологии буровых растворов для бурения горизонтальных скважин и первичного вскрытия продуктивных пластов.

2) Выявление особенностей фильтрационно-емкостных свойств терригенных коллекторов на месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПНПТ) на основе анализа промыслового

материала.

3) Экспериментальные исследования влияния компонентного состава буровых растворов на изменение фильтрационных свойств пласта.

4) Разработка рекомендаций к составам буровых растворов для повышения качества вскрытия продуктивных пластов, представленных терригенными коллекторами.

Научная новизна

1. Установлено, что при вскрытии терригенных коллекторов скважинами с горизонтальным окончанием граница фильтрационного загрязнения преимущественно направлена к кровле продуктивного пласта.

2. Предложен коэффициент "остаточной" проницаемости, который позволяет оптимизировать состав бурового раствора для конкретных горногеологических условий, определяемый по формуле к0 = Яг / Яь где Я) - начальный объем отфильтрованной нефти через образец, ц2 - объем отфильтрованной нефти через образец, после воздействия на него буровым раствором.

3. Определено, что использование сульфинированного битума при вскрытии терригенного коллектора позволяет снизить глубину проникновения фильтрата в 1,8-1,9 раз и увеличить коэффициент "остаточной" проницаемости пласта на 50 % по отношению к базовому биополимерному буровому раствору.

Основные защищаемые положения

1. Независимо от состава терригенных коллекторов, граница зоны проникновения фильтрата преимущественно распространена по направлению к кровле продуктивного пласта, что отличается от общепринятых представлений.

2. Использование сульфинированного битума в биополимерных буровых растворах при вскрытии терригенных отложений позволяет сохранить коллекторские свойства продуктивного пласта, что сопоставимо с результатами использования растворов на углеводородной основе (РУО).

3. Коэффициент "остаточной" проницаемости может использоваться в качестве критерия экспресс-метода оценки степени загрязнения призабойной зоны пласта (ГТЗТТ) терригенного коллектора.

Практическая значимость

1. Разработанные рекомендации по оптимизации состава биополимерного

безглинистого раствора, позволяют снизить загрязнение продуктивного пласта и тем самым увеличить дебит скважины, что подтверждено промысловыми испытаниями на Лузском и Кабантывисовском нефтяных месторождениях.

2. Методика исследования фильтрационных процессов с использованием «Установки для исследований фильтрационных процессов в ПЗП горизонтальной скважине» (патент РФ № 119800 приоритет от 05.04. 2012 г.), позволит оптимизировать компонентный состава бурового раствора для вскрытия пласта с учетом петрофизических и фильтрационно-емкостных особенностей терригенного коллектора.

3. Экспресс-метод оценки степени загрязнения ПЗП терригенного коллектора с . использованием коэффициента "остаточной" проницаемости, позволяет проводить предварительную оценку влияния буровых растворов на коллекторские свойства пласта.

4. Установка для исследования фильтрационных процессов и экспресс-метод могут использоваться в учебном процессе при подготовке магистров по направлению 131000 «Нефтегазовое дело».

Реализация результатов работы

Результаты работы использованы при составлении технологических регламентов буровых растворов при бурении скважин на Лузском и Кабантывисовском нефтяных месторождениях.

Результаты исследований нашли свое применение при разработке рабочих проектов на строительство скважин с горизонтальным окончанием ООО «Ухтинская комплексная методическая экспедиция».

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на следующих конференциях:

- XI международная молодежная научная конференция «Севергеоэкотех-2010», г. Ухта, 2010 г.;

- XII международная молодежная научная конференция "Севергеоэкотех-2011», г. Ухта, 2011 г.;

- научно-техническая конференция преподавателей и сотрудников УГТУ, г. Ухта, 2011 г.;

- межрегиональная научно-практическая конференция «Республика Коми:

вчера, сегодня, завтра. Перспективы развития в XXI веке», г. Усинск, 2011 г.;

- всероссийская научная конференция «Нефтегазовое и горное дело», г. Пермь, 2011 г.;

XIII международная молодежная научная конференция "Севергеоэкотех-2012», г. Ухта, 2012 г.;

- научно-техническая конференция преподавателей и сотрудников УГТУ,

г. Ухта, 2012 г.

Публикации

Результаты исследований опубликованы в 12 печатных работах, включая 3 работы в изданиях, вошедших в Перечень ВАК, и 1 Патент РФ.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, 5 глав, заключения, списка литературы из 116 наименования и 3 приложений, содержит 125 страниц текста, включая 24 рисунка и 10 таблиц.

Благодарности

Автор выражает благодарность научному руководителю: кандидату технических наук Деминской Наталии Григорьевне за постановку задач исследований, постоянный контроль и неоценимую помощь в подготовке работы.

Автор благодарен коллективу кафедры бурения скважин Ухтинского государственного технического университета и лично заведующему кафедры к.т.н., доценту Юрию Леонидовичу Логачеву, к.т.н., профессору Надежде Михайловне Уляшевой, к.т.н. Михаилу Александровичу Михееву, а так же

д.г-м.н, профессору Пармузиной Любови Васильевне за консультации и ценные советы.

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

Автор считает своим долгом поблагодарить сотрудников ООО «Ухтинская комплексная методическая экспедиция» и лично Аберкона Виктора Петровича за консультации и оказанную поддержку при выполнении работы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении изложена актуальность диссертационной работы.

В_первой главе рассмотрено современное состояние технологии

промывки горизонтальных скважин, в частности, проанализированы вопросы промывки и выноса шлама, выполнен обзор современных систем буровых растворов, используемых в настоящее время при заканчивании скважин с горизонтальным окончанием и анализ эффективности применения различных буровых растворов при бурении горизонтальных скважин на месторождениях Тимано-ГТечорской нефтегазоносной провинции.

Среди работ, выполненных в этом направлении, следует отметить исследования: Т.О. Акбулатова, O.K. Ангелопуло, А,И. Булатова, C.B. Васильченко, Г.Г. Габузова, М.П. Гулизаде, Л.И. Допилко, Б.И. Есьмана, М. Замора, В .И. Исаева, В.В. Крецула, В.Н. Кошелева, В.И. Крылова, Н.И. Крысина, Е.Г. Леонова, А.Г. Потапова, А.И. Пенькова, С.А. Рябоконь, Р.И. Шищенко и др.

В настоящее время для промывки горизонтальных скважин наибольшее распространение получили следующие виды буровых растворов: безглинистые (Flo-Pro, Baradrill-N и др.), малоглинистые (полимеркалиевые) и растворы на синтетической нефтяной основе (Versaclean, Enviromul, MegaDrill и др.). Существуют две противоположные позиции по отношению к содержанию глинистой составляющей в промывочной жидкости.

Сторонники безглинистых растворов ссылаются на опыт крупнейших зарубежных корпораций, занимающихся промывочными жидкостями. Структурообразователем в таких растворах является биополимер - природный, либо полученный за счет бактериального воздействия, продукт. Отмечено, что в биополимерных растворах на порядок снижена фильтрация по сравнению с полимерглинистыми растворами, где в роли органических стабилизаторов чаще всего выступают акриловые полимеры и, естественно, присутствуют бентонитовые глинопорошки. Но, как показывает опыт, в том числе и зарубежный, глинистые растворы не потеряли своей актуальности и сейчас. Они, в сочетании с определенными реагентами, обеспечивают относительно невысокую водоотдачу, обладают высокой удерживающей и транспортирующей способностью, сохраняют заданную плотность, легки в управлении технологическими свойствами. Использование в качестве промывочных агентов углеводородных жидкостей

затруднено в связи с их разжижением под действием высоких температур, экологическими соображениями, пожароопасностью, а также низкой тиксотропией.

Буровые растворы на основе биополимеров и полиалкиленгликолей обладают ярко выраженными псевдопластичными свойствами. Они имеют свойство резко изменять свою эффективную вязкость: от минимальной на выходе из насадок, равной фактически вязкости воды, до необходимой для удержания выбуренной породы в потоке бурового раствора, движущегося по затрубному пространству.

По данным бурения наклонных и горизонтальных скважин широкое применение получили полимерные растворы на основе полисахаридов (биополимеров и производных крахмала) с высоким иншбирующим действием, а также с кольматирующей водо- и кислоторастворимой твердой фазой, что обусловлено их способностью к биологической деструкции.

Проведенный анализ показывает, что наибольшее распространение на месторождениях ТПНГП получили биополимерные системы буровых растворов (FLO-PRO, полимер-калиевый). Причем, несмотря на отсутствие в составе бентонита и кислоторастворимого кольматанта, не всегда качество вскрытия оправдывает ожидания.

Во второй главе рассмотрены особенности формирования призабойной зоны продуктивного пласта и влияния компонентного состава бурового раствора на проницаемость ПЗП.

Вопросы изучения фильтрационных процессов в призабойной зоне пласта представлены в работах Алекперова В.Г., Аметова И.М., Ангелопуло O.K., Асфандиярова Р.Т., Ахмадеева Р.Г., Бондаренко В.В., Гайворонского И.Н., Гасумова P.A., Диярова Д.О., Иванова В.А., Касперского Б.В., Крецула В.В., Крылова В.И., Конькова В.Н., Кошелева В.Н., Миржадзанзаде А.Х., Михайлова H.H., Паникаровского В.В., Пенькова А.И., Прокаева A.C., Подгорного В.М., Романова В.К., Рябоконь С.А., Хранова В.Т., Янтурина А.Ш., а также в работах зарубежных авторов, таких как Augustine B.G, Burnett D.B., Hodge R.M., Thomas В., Sharma M.M. и др. Многолетние исследования по этому вопросу не дают полного представления об этих процессах, так как ограничены использованием только теоретических исследований.

При проникновении фильтрата в пласт происходят физико-химические процессы, значительно ухудшающие проницаемость призабойной зоны пласта и нарушающие продуктивность пластов за счет: кольматации поровых каналов

частицами твердой фазы; набухания и коагуляции частиц глинистой составляющей пород коллектора; образования стойких неподвижных водонефтяных эмульсий; создания адсорбционной пленки фильтрата на гидрофильной поверхности пор; капиллярной пропитки мелких пор фильтратом; химического взаимодействия фильтрата и пластового флюида, приводящего к выпадению твердого осадка солей.

В последние годы сформировалось достаточно устойчивое представление о строении ПЗП, представленное на рисунке 1.

Рисунок 1 - Схема призабойной зоны после вскрытия продуктивного пласта бурением: 1 - стенка ствола скважины; 2 - глинистая корка; 3 - зона кольматации; 4 - зона проникновения фильтрата бурового раствора;

5 - нетронутый массив горной породы; Яф - радиус проникновения фильтрата бурового раствора; гс - радиус скважины.

Изменение структуры фильтрующего пространства характеризуется увеличением количества мелких каналов и пор за счет заполнения части крупных пор твердой фазой бурового раствора. Это проникновение зависит от адгезионной активности твердой фазы и соотношения размеров частиц твердой фазы бурового раствора и размеров каналов и пор в приствольных участках ПЗП.

Многими исследователями установлено, что наибольшее загрязняющее воздействие на призабойную зону пласта оказывает тонкодисперсная глинистая составляющая твердой фазы. Связано это с высокой дисперсностью и адгезионной активностью глинистых частиц, что позволяет им проникать даже в узкие поровые каналы и осаждаться на их стенках. У.Л. Скальская и Т.М. Бондарчук в своей работе отмечают, что глубина проникновения глинистых

частиц в высокопроницаемые песчаные коллекторы (от 100 до 1000-Ю"15 м2) составляет 45 см., а в низкопроницаемые (менее 200-10"15 м2) - 2-3 см.

Как правило, для вскрытия продуктивных пластов используют растворы, имеющие щелочную характеристику. Щелочной фильтрат способен изменять свойства коллектора за счет адсорбции продуктов реакции на поверхностях раздела. В частности, поступая в гидрофобную среду, делает её гидрофильной.

Очень часто для вскрытия пластов применяют минерализованные буровые растворы. Ионы водорастворимых солей, адсорбируясь на поверхности порового пространства, формируют пограничный слой и тем самым изменяют гидравлический радиус фильтрующих каналов. Результативность этих процессов зависит от ионного состава водной фазы. Существенное повышение коэффициента восстановления проницаемости отмечено для электролитов с отрицательно гидратирующими ионами (КС1, КВг), разупрочняющими структуру воды. Присутствие таких ионов в поверхностных слоях воды способствует их разрыхлению. В связи с этим граничные слои воды здесь плохо сформированы и имеют незначительную толщину и прочность. Это способствует более полному вытеснению из проницаемого пространства водной фазы, что подтверждается низкими значениями остаточной водонасыщенности.

Кроме того, при проникновении фильтрата в пласт возможно образование устойчивых фильтрато-нефтяных эмульсий. Известно, что чем меньше поверхностное натяжение на границе нефть - вода, тем лучше будет диспергироваться вода в нефти. Низкое поверхностное натяжение зависит от наличия поверхностно-активных компонентов в нефти и фильтрате. Нефтяные эмульсии, образующиеся в призабойной зоне, сильно затрудняют приток нефти к скважине. Они не только обладают высокой вязкостью, но часто бывают малотекучими, и в состоянии покоя могут быть больше похожи на упругий гель, чем на жидкость.

Добавки ПАВ к буровым растворам при вскрытии пластов могут предотвратить образование нефтяных эмульсий. Механизм действия ПАВ заключается в том, что их молекулы с большей поверхностной активностью и большей подвижностью адсорбируются на поверхности раздела фаз нефть-вода гораздо быстрее, чем высокомолекулярные смолы и асфальтены, образуя менее стойкие эмульсии, которые легко могут быть разрушены.

Степень загрязнения призабойной зоны пласта при первичном вскрытии во многом зависит и от петрофизических свойств коллектора и особенностей

его флюидонасыщения.

В рамках данной работы для определения характерных особенностей терригенных коллекторов проведен анализ петрофизических свойств терригенных пород-коллекторов на примере месторождений Колвинского мегавала (Возейское), Печоро-Колвинского авлакогена (Кыртаельское, Ошское, Чедтыйское) и Ижма-ГТечорской синеклизы (Лузское) охватывающий стратиграфический диапазон среднедевонского, верхнедевонского и верхнеиремского возрастов. Основные особенности терригенных коллекторов на месторождениях ТПНГТГ представлены в таблице 1.

Обобщая материал, можно отметить общие особенности, характерные для терригенных коллекторов месторождений ТПНГТТ:

1) Средняя проницаемость колеблется в пределах от 149,9*10"3 до 2115,1*10"3 мкм2; 2) Средняя пористость колеблется от 12,6 до 21,1 %; 3) Содержание глинистого материала в породах-коллекторах варьируется в пределах от 5 до 10 %. 4) Преобладающим материалом является зерна кварца размером 0,1 - 0,5 мм (в среднем до 75 %).

Эти результаты учтены при проведении дальнейших исследований, в частности при выборе состава и петрофизических характеристик пласта.

В третьей главе рассмотрены основные устройства и методики исследований фильтрационных процессов в ПЗП. Анализ методов и устройств для оценки фильтрационных процессов в горизонтальной скважине показал, что существующие устройства предназначены для моделирования фильтрационных процессов в вертикальных скважинах.

В связи с этим, для наглядной оценки и изучения компонентного состава бурового раствора на процессы фильтрации в ПЗП горизонтальной скважины на кафедре бурения Ухтинского государственного технического университета, в рамках выполнения диссертационной работы, была разработана полезная модель «Установка для оценки и изучения влияния различных реагентов на процесс проникновения фильтрата бурового раствора в пласт горизонтальной скважины». Установка позволяет оценить интенсивность и глубину фильтрационных процессов в призабойной зоне пласта в различных направлениях ствола горизонтальной скважины. Схема установки представлена на рисунке 2.

Таблица 1 - Характерные особенности терригенных коллекторов на месторождениях ТГТНГП

нго Месторождение Возраст Литологическая характеристика пород-коллекторов Гранулометрический состав Средние показатели Ожидаемый дебит / фактический дебит, м3/сут

пористость, % проницаемость, мкм2

1 2 3 4 5 6 7 8

ПЕЧОРО-КОЛВИНСКАЯ Возейское D2zv Песчаники светло- и темно-серые до бурых от нефтенасыщения, мелкогрубозернистые с преобладанием мелко- и среднезернистых разностей, кварцевые, средней крепости, иногда рыхлые. Зерна кварца размером 0,1-2 мм (70 %), глинистый материал от 0 до 30 % 13,6 190* 10"3 7,4 / от 5,5 до 22

Кыртаельское D2ef Песчаники, переходящие в алевролиты. Песчаники серые, темно-серые, коричневато-серые, мономинеральные, кварцевые, неравномерно пористые, нефтенасыщеиные. Зерпа кварца (90-95 %) размером 0,5-1 мм, каолинит до 5 %. 15,6 43 6,3*10"3 от 56 до 103/ до 90

Ошскос D2zv Песчаники коричневато-серые, мономинеральные и кварцевые, реже олигомиктовые, разнозерпистые, мелкозернистые, мелко-среднезернистые и среднезернистые, с прослоями гравелитов. Зерна кварца (75-85 %) размером от 0,1 до 0,5 мм, глинистый материал 10 %, карбонатность от 0 до 5 %. 17,7 1439*10"3 132,7/до 51

Чедтыйское P2u Песчаники серые, зеленовато-серые, темно-коричневые за счет нефтенасыщения, полимиктовые, мелко-среднезернистые и крупногрубозернистые, с включениям» битума. Зерна кварца размером 0,1-0,5 мм (45 %); обломки пород размером 0,5-2 мм (45 %); глинистый материал отО до 10%. 21,1 2115,1*10"3 от 5 до 10 / от 5 до 19,88

ИЖМА-ПЕЧОРСКАЯ Лузское D3dzr Песчаники светло-серые, тонкомелкозернистые, в разной степени алевритистые и глинистые, участками пористые. Зерна кварца (более 95 %) размерами зерен от 0,01 до 0,25 мм, глинистый материал 5%. 16,1 310,8* 10"3 10 / данные отсутствуют

Рисунок 2 - Установка для исследований фильтрационных процессов в призабойной зоне пласта горизонтальной скважины: 1 - емкость для хранения испытуемой жидкости, 2 - испытуемая жидкость, 3 - насос центробежный (НЦ),

4 - вмещающий короб, 5 и 6 - глинисто-песчаная смесь, 7 - крышка, 8 - груз, 9 - линия отвода жидкости, 10 - линия подачи жидкости, 11 - перфорированная прозрачная трубка, 12 - измерительная шкала.

Установка работает следующим образом: испытуемая жидкость заливается в емкость для хранения 1. При помощи центробежного насоса (НЦ) 3, жидкость 2 поступает на линию подачи 9, которая соединяется с перфорированной прозрачной трубкой 11. Перфорированная прозрачная трубка 11 располагается чуть ниже середины короба, а сверху и снизу засыпается предполагаемая горная порода. Для имитации вмещающего пласта можно использовать просеянный сухой песок, а так же песочно-глинистую смесь 5 и 6. Песок или песочно-глинистая смесь 5 и 6 засыпались в прозрачный короб 4. Сверху короб герметично закрывается крышкой 7 и на крышку устанавливается груз 8. Часть испытуемой жидкости отфильтровывается в породу, остальная часть попадает в линию отвода 10 и далее в емкость для хранения 1.

Широкие боковые стенки ящика сделаны из стекла, что позволяет визуально оценить процесс фильтрации.

Время проведения опыта определяется окончанием роста зоны проникновения фильтрата бурового раствора в породу. По окончанию времени измеряется (при помощи измерительной шкалы 12), расстояние, на которое произошло проникновение фильтрата бурового раствора - вверх и вниз.

Для определение влияния компонентного состава бурового раствора на сохранение проницаемости терригенного коллектора, исследования проводились на установке «Тестер измерения проницаемости» производства OFITE.

Кроме стандартных параметров буровых растворов, так же оценивался коэффициент адгезии фильтрационных корок (Ка) на приборе ГТТ-2.

Четвертая глава посвящена экспериментальным исследованиям влияния компонентного состава на фильтрационные свойства терригенного коллектора.

Исследования проводились с использованием приборов и методик, представленных в третьей главе.

В качестве основы был выбран биополимерный безглинистый буровой раствор. Это объясняется следующими причинами:

1. отсутствие глинистой фазы в буровом растворе благоприятно сказывается на вскрытие продуктивных пластов и скорости бурения;

2. способность раствора к биологическому разложению;

3. оптимизации состава под сложные горно-геологические условия.

В качестве насыпных моделей пласта использовался песок и песчано-глинистая смесь (в соотношении 9:1) с характеристиками, обеспечивающими основные петрофизические и фильтрационно-емкостные свойства терригенных коллекторов, определенными в главе 2.

В качестве кольматирующих и ингибирующих добавок при исследовании глубины проникновения фильтрата бурового раствора в призабойную зону пласта выбраны наиболее распространенные химические реагенты при бурении горизонтальных скважин: СаС03 (мраморная крошка), хлорид калия, сульфонол, сульфинированный битум и полигликоль. Кроме того, для сравнения были исследованы безглинистый раствор "FLO-PRO" и раствор на основе синтетического масла "Versaclean" - данные системы довольно часто используются при проводке сильно искривленных, пологих и горизонтальных скважин. Параметры исследуемых растворов представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Составы и свойства буровых растворов

Название раствора Параметры бурового раствора

плотность, кг/м3 УВ, сек Фзо, 3 см СНС,.,„, дПа пв, Па*с дне, дПа pH КаЫО

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Базовый: Barazan (0,3 %) + РАС R (0,2 %) + РАС L (0,2 %) + Na,СО, (0,5 %) 1020-1040 47 6-7 20-30 / 30-40 0,001 49,34 8-9 2,89/2,94

Базовый + CaCOt (3 %) 76 3-5,5 25-30 / 30-45 0,003 57,70 10 1,28/2.13

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Базовый + СБ (0,5 %) 44 4,5-6 25-35 / 35-45 0,0024 36,86 8-10 0,85/1,70

Базовый + СБ (1 %) 56 4.5-5,6 30-40 / 40-50 0.0031 42,19 8,5-10 0,89/1,28

Базовый + СБ (2 %) 66 4,5-5 30-45 / 50-65 0,0034 45,92 9-10 1,19/1,49

Базовый + ПГ (2 %) 44 5.6-7,5 25-35 /35-50 0,0019 31,32 8-9 1,28/1,49

Базовый + СФ (2 %) 1020-1040 41 5-6 30-40 / 40-55 0,0023 35,95 8-9 3,36/3,36

Базовый + ПГ (1 %) + КС1 (3 %) 37 5-7 10-25 /30-40 0,0026 31,62 8-9 1,96/2,81

Базовый + ПГ (1 %) + КС1 (3 %)+ СаСОЗ (3 %) 37 5-6 15-30 /30-50 0,0028 31,42 8-9 0,89/1,49

FLO-PRO 48 3-5 20-40 / 40-60 0,0082 61,23 9-10 1,02/1,24

Versaclean 84 2-4 30-50 / 60-80 0,0063 119,7 8,5-9,5 1,24/1,49

Примечание: СБ - сульфинированный битум; ГТГ - полигликоль; СФ - сульфонол.

Данные исследования показали, что глубина проникновения фильтрата бурового раствора вверх всегда больше чем вниз, вне зависимости от вида насыпной модели. Причем, процесс проникновения фильтрата бурового раствора вверх практически не теряет тенденции роста, хотя и значительно замедляется, в то время как проникновение в нижнюю часть затухает с 6-7 минуты и в дальнейшем уже практически не изменяется.

Результаты изменения глубины проникновения фильтрата в призабойную зону пласта, показавшие наилучшие результаты представлены в таблице 3 и на рисунке 3.

Данные факты позволяют сделать выводы о несовершенстве принятой модели строения ПЗП, представленной в главе 2.

Таблица 3 - Результаты исследований фильтрационных процессов

Название раствора Глубина проннкновеття фильтрата, см

модель с песчано-глинистои смесью

вверх вниз

1 2 3

Базовый: Barazan (0,3 %) + РАС R (0,2 %) + РАС L (0,2 %) + NaiCCh (0,5 %) 6,4 5,5

Базовый + СаСОз (3 %) 3.7 3,5

Базовый + СБ (0,5 %) 3,7 3,0

Базовый + СБ (1 %) 3,4 2,8

Базовый + СБ (2 %) 3.0 2,5

Базовый + ПГ (2 %) 5,1 3,7

Базовый + СФ (2 %) 4,8 3,6

Базовый + ПГ (1 %) + KCl (3 %) 4,3 3,6

Базовый + ПГ (1 %) + KCl (3 %)+ СаСОз (3 %) 4.0 3,4

FLO-PRO 3,5 3,0

Versaclean 3,0 2,4

Примечание: СБ - сульфинированный битум; 1ТГ — полигликоль; СФ - сульфонол.

О 0.5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4.5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 8 8,5 9

Время, мин

-»-6а озь»й Эвгагэп :С.З ♦ РАС х -С 2 - РАС 1 (0.2 - Ы*2СОЗ :С.5 1« ер>; • •:-:■ • Еамел: * СаСОЗ ;3 %) (9£№<;

оаь'й + СБ <0.5 ;вегр>.1 •«•■Бамваж + СБ <1 :вег?>.(

.,...5а о вый • СБ(2 ;бэе$ал сзый ' С© 12 %; сэы» * ПГ<1 %} + КС1(3 %:■» СэССЗ (3 {взеро —ОЗМБЫЙ + ПГ ¿2 18Б9рК) •:• Бзгсемй + ПГ (1 %) ■» КС! <3 %:• (вверх) ••^••ЯО-РРД «ввврх-

Уе 5з:1егл (зБвзх)

0 0.5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 8 8,5 9

Время, мин

Базсеьв- Ээгэгзо .0.3 * РАС Я (0.2 %) • РАС L ¡С 2 'й'; •» 0.5 %).;внх2) -■:•- -5атовь** * СаСОЗ >3 : вниз(

-■»-■Базсеьк"' - СЕ ¡0.5 %)(вж'Э; ••❖--5Я':О8ъч< « СБ 11 %!;Ви:с)

--:•:•-•БэзоРЬИ' - СЕ 1.2 %) (вном —♦—оз:08ый * ПГ ¡2 (вниз)

Бззсеьн. - СФ (2 %>) ¡Вм-.с) •:• оа:о8ь.й ♦ ПГ .'1 ^ КО ГЗ :еипэ;

-«•■Базееый - ПГ .'1 КС! (3 СаСОЗ гЗ Ч-! (а*«; (внез-

--х--л'г1зас:*ап {вяю;

Рисунок 3 - Результаты экспериментальных исследований на модели с песчано-

глинистой смесью 16

Модель строения ГТЗП, соответствующая полученным результатам представлена на рисунке 4.

Рисунок 4 - Модель строения ПЗП: 1 - стенка ствола скважины; 2 - глинистая

корка; 3 - зона кольматации; 4 - зона проникновения фильтрата бурового раствора; 5 - нетронутый массив горной породы; R^ - радиус проникновения фильтрата бурового раствора; гс - радиус скважины.

Основным отличием новой модели от существующей (представленной на рисунке 1) является больший размер зоны проникновения фильтрата вверх, что можно объяснить формированием более плотной фильтрационной корки на нижней стенке скважины под действием гравитационных сил.

В ходе проведения исследований, установлено, что процесс фильтрации раствора в ПЗП имеет определенный инкубационный период, в пределах I минуты, характерный для всех исследуемых рецептур, в том числе и для систем Versaclean и FLO-PRO. Наличие этого инкубационного периода объясняется первичной гидратацией каналов пласта.

Хорошие результаты, на уровне с карбонатом кальция, показала обработка бурового раствора сульфинированным битумом, что объясняется химической природой реагента. Снижение глубины проникновения фильтрации в ПЗП обусловлено двумя основными механизмами: сульфинированный битум хороший гидрофобизатор, кроме того, остаток твердого вещества при его растворении составляет до 20 %, что способствует механической кольматации порового пространства.

Снижение глубины проникновения фильтрата в ГТЗГТ не единственное условие качественного вскрытия пласта. Даже при незначительной глубине проникновения, буровой раствор способен создавать непроницаемый экран, который не всегда удается разрушить при освоении скважины.

Для решения этой задачи была разработана методика, позволяющая оценить влияние различных добавок на фильтрационные свойства раствора и их загрязняющую способность по степени восстановления проницаемости пористой среды после воздействия на нее буровым раствором. Данная методика состоит из следующих этапов:

1) Вымачивание керамических дисков в сырой нефти;

2) Определение исходной проницаемости дисков по фильтрации нефти;

3) Фильтрация через пропитанный диск бурового раствора при температуре 40-50 °С и перепаде давления (Р = 3 МПа) в течение 15 минут с фиксированием объема получаемого фильтрата;

4) Определение "остаточной" проницаемости пористой среды повторной фильтрацией нефти через диски после воздействия бурового раствора.

В проведенных испытаниях в качестве фильтрационной (пористой) модели использовались керамические фильтровальные диски проницаемостью 400*10"3 мкм2, соответствующие данным терригенных коллекторов месторождений ТТТНГП. Диски перед испытанием пропитывались сырой нефтью плотности 780-800 кг/м3.

Исследования проводились с системами буровых растворов, показавших лучшие результаты при исследовании глубины проникновения фильтрата, с использованием установки для оценки и изучения влияния различных реагентов на процесс проникновения фильтрата бурового раствора в пласт горизонтальной скважины.

Результаты экспериментальных исследований по фильтрации раствора с различными добавками и определению остаточной проницаемости керамических дисков представлены на рисунках 5 и 6.

Время, мин

Рисунок 5 - Кинетика фильтрации буровых растворов через керамический диск.

При сопоставлении результатов, полученных при исследовании глубины проникновения фильтрата в ПЗП и кинетики фильтрации буровых растворов через керамические диски, четко прослеживается тенденция затухания фильтрационных процессов, начиная 7-8 минут испытания, что позволяет сделать вывод о формировании за этот промежуток времени малопроницаемой корки на стенке скважины за счет сил гравитации.

Из рисунка 5 видно, что добавки оказывают различное влияние на фильтрацию бурового раствора, от незначительного снижения, как, например, с полигликолем и хлоридом калия, до наиболее эффективного, в случае с применением сульфинированного битума, а так же комбинированной обработки сулъфинированным битумом и кислоторастворимым кольматантом.

Полученные результаты показывают, что для эффективного снижения интенсивности процессов фильтрации в призабойной зоне необходима комплексная обработка бурового раствора жидким и твердым гидрофобизатором совместно с кольматантом.

Растворы с добавлением сульфинированного битума (1,5 %) показали увеличение степени восстановления проницаемости относительно базового раствора. Раствор с добавлением полигликоля и хлорида калия также не

оказали значительного влияния на снижение проницаемости диска.

Рисунок 6 - Определение "остаточной" проницаемости по нефти: Раствор № 1: Базовый: Barazan (0,3 %) + РАС R (0,2 %) + РАС L (0,2 %)+ Na2C03 (0,5 %); Раствор № 2: Базовый + ПГ (2 %) + KCl (3 %) + СаС03 (2 %); Раствор №3: Базовый + СБ (1,5 %) +СаС03 (2 %); Раствор № 4: Базовый + ПГ (2 %) + KCl (3 %) + СБ (1,5 %); Раствор № 5: Базовый + ПГ (2 %) + KCl (3 %) + СБ (1,5 %) + СаСОэ (2 %); Раствор № 6: "FLO-PRO"; Раствор № 7: "Versaclean".

В данной работе предлагается оценивать степень загрязнения пласта бурового раствора по изменению проницаемости, которую можно оценить при помощи коэффициента "остаточной" проницаемости к0 по следующей формуле:

о-

Ч,

(1)

где я, - начальный объем отфильтрованной нефти через образец, мл; Чг - объем отфильтрованной нефти через образец, после воздействия на него буровым раствором, мл.

Изменение проницаемости призабойной зоны при первичном вскрытии пласта оценивают скин-фактором по формуле Хокинса:

S =

vk.

где г5 - зона проникновения фильтрата, м гс - радиус скважины, м

Согласно линейному закону фильтрации (закон Дарси):

v=Q = kAP

Q-H-L

(3)

И ц-Ь др.р

где Р - дебит скважины, м3/сут; ц - вязкость жидкости, мПа*с; Ь - длина фильтра, м; ДР - перепад давления, Па; Б - площадь сечения фильтра, м2; к -проницаемость, м2.

Применив формулу (3), получим, что:

Q2-M-L

к, Qr^'L Q] qt О' APF

Тогда формулу (2) можно представить следующим образом: S =

(4)

fk7 > { \ / \ r

2 -1 In — = k -1 In s

lkl Г \ 0 I r

) V с) ^ с

(5)

Применив полученное выражение к результатам экспериментальных исследований, представленным в главе 4, можно дать предварительную качественную оценку степени загрязнения ПЗП буровым раствором. Полученные значения представлены в таблице 4.

Таблица 4 - Результаты изменения проницаемости и скин-фактора

Состав бурового раствора 4i. мл 42, мл ко rs, м rt, м S

1 2 3 4 5 6 7

Базовый: Barazan (0,3 %) + РАС R (0,2 %) + РАС L (0,2 %) + Na,CO, (0,5 %) 300 168,0 0,56 0,0595 0,0275 -0,34

Базовый + ПГ (2 %) + KCl (3 %) + СаСО, (2 %) 210,0 0,70 0,0370 -0,089

Базовый + СБ (1,5 %) + СаСО, (2 %) 228,0 0,76 0,0295 -0,017

Базовый + ПГ (2 %) + KCl (3 %) + СБ (1,5 %) 239,0 0,796 0.0290 -0,011

Базовый + ПГ (2 %) + KCl (3 %) + СБ (1,5 %) +СаСО, (2 %) 252,0 0,84 0,0285 -0,0057

FLO-PRO 261,0 0,87 0,0325 -0,022

Versad ean 269,0 0,896 0,0270 -0,0019

Примечание: СБ - сульфинированный битум; ГТГ — полигликоль.

Полученные результаты еще раз подтверждают рабочую гипотезу об эффективности применения сульфинированного битума в биополимерных буровых растворах для вскрытия продуктивных пластов.

Таким образом, на основе проведенного комплекса исследований можно сделать вывод, что при заканчивают скважин, представленных терригенным коллектором целесообразно применять следующую обработку биополимерного бурового раствора: 1,5 % сульфинированного битума + 1 % полигликоля + 5 %

кислоторастворимого кольматанта.

В пятой главе даны технологические рекомендации по составам буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов представленных терригенным коллектором.

В результате исследований, представленных в предыдущих главах, для вскрытия терригенного коллектора горизонтальной скважиной можно рекомендовать биополимерные системы с кольматирующими добавками, представленными в таблице 5.

Таблица 5 - Составы предлагаемых растворов

Состав раствора, кг/м' Основные технологические свойства

Плотность, кг/м3 У.В., сек Фзо, см3 CHCi/io, Па

1 2 3 4 5

1) Биополимер - 2-4; стабилизаторы - 2-3; кальцинированная сода-4-5; полигликоль -до 15; сульфинированный битум - 10-15, разжижитель - 0,5-1. 1030- 1300 30-60 4-6 20-50/ 50-80

2) Биополимер — 2-4; стабилизаторы — 2-3; кальцинированная сода - 4-5; мраморная крошка - до 200; сульфинированный битум -10-15, разжижитель - 0,5-1. 1030- 1300 30-60 4-6 20-50/ 50-80

3) Биополимер - 2-4; стабилизаторы - 2-3; кальцинированная сода-4-5; мраморная крошка —до 100; сульфинированный битум - 10-15, полигликоль- 10, разжижитель-0,5-1. 1030- 1300 30-60 4-6 20-50/ 50-80

4) Биополимер - 2-4; стабилизаторы — 2-3; кальцинированная сода-4-5; полигликоль - 15; сульфинированный битум - 10-15; хлористый калий - 30-50; мраморная крошка —до 100, разжижитель-0,5-1. 1030- 1300 30-60 4-6 20-50/ 50-80

5) Биополимер - 2-4; стабилизаторы - 2-3; кальцинированная сода-4-5; полигликоль - 15; сульфинированный битум - 10-15; хлористый калий - 30-50, разжижитель -0,5-1. 1030- 1300 30-60 4-6 20-50/ 50-80

Примечания: - стабилизаторы: PAC-L/R, Polypac R/UL и другие;

- биополимер: Duovis, Barazan и другие аналоги;

- разжижитель: Thinsmart, и другие аналоги;

- сульфинированный битум: Soltex, Asphasol и другие.

Промысловые испытания биополимерных буровых растворов с сульфинированным битумом были проведены на скважине № 326 Лузского

месторождения и скважине № 101 Кабантывисовского месторождения, относящихся к Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, что подтверждено соответствующими актами.

Использование биополимерного бурового раствора с добавление сульфинированного битума 1,5 %, при бурении скважины № 101 на Кабантывиском нефтяном месторождении, позволило увеличить дебит после освоения на 14 % и на 14 % снизить время освоения скважины.

Применение биополимерного безглинистого бурового раствора с комбинированной обработкой сульфинированным битумом 1,5 %, полигликолем 1 % и кислоторастворимым кольматанта СаСОэ 5 % при бурении скважины № 326 на Лузском нефтяном месторождении (горизонтальная, зенитный угол = 89°) под эксплуатационный хвостовик, позволило увеличить продуктивность скважины на 13 % и на 14 % снижено временя на освоение скважины.

Увеличение дебита скважин обусловлено сохранением коллекторских свойств продуктивного пласта, за счет снижения загрязнения призабойной зоны пласта.

Таким образом, результаты промысловых испытаний подтверждают полученные результаты экспериментальных исследований, и подтверждают рабочую гипотезу об эффективности применения сульфинированного битума для вскрытия терригенного коллектора.

Основные выводы:

1) Разработана установка «Установки для исследований фильтрационных процессов в ПЗП горизонтальной скважине» (патент РФ № 119800 приоритет от 05.04. 2012 г.), позволяющая оптимизировать компонентный состава бурового раствора для вскрытия пласта, учитывая петрофизические и фильтрационно-емкостные особенности терригенного коллектора.

2) Экспериментально установлено, что граница распространения фильтрационного фронта расположена по направлению к кровле продуктивного пласта не зависимо от состава терригенного коллектора.

3) Подтверждена эффективность использования при вскрытии терригенного коллектора проницаемостью до 400*10"3 мкм2 сульфинированного битума в концентрациях 1-1,5 %. При таких концентрациях сульфинированного битума в биополимерном растворе обеспечивается сохранение коллекторских свойств

продуктивного пласта, сопоставимое с растворами на углеводородной основе.

4) Экспериментально обоснован коэффициент "остаточной" проницаемости, который позволяет оптимизировать состав бурового раствора для конкретных горно-геологических условий.

5) Предложен экспресс-метод качественной оценки степени загрязнения ПЗП терригенного коллектора.

6) Результаты исследований диссертации подтверждены промысловыми испытаниями на Лузском и Кабантывисовском нефтяных месторождениях, где отмечается увеличение дебитов на 13-14 % и снижение времени при проведении освоения на 14 %.

7) Результаты исследований нашли свое применение при разработке рабочих проектов на строительство скважин с горизонтальным окончанием ООО «Ухтинская комплексная методическая экспедиция».

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Чеславский, Я.В. Мероприятия по повышению качества первичного вскрытия продуктивного пласта горизонтальной скважиной [Текст] / Я.В. Чеславский, Н.Г. Деминская, P.P. Сафарханов, Е.М. Нестеров // НТЖ «Вестник ассоциации буровых подрядчиков», № 1, 2012. -с. 20-23.

2. Чеславский, Я.В. Исследование закономерностей проникновения фильтрата бурового раствора в призабойную зону пласта горизонтальной скважины [Текст] / Я.В. Чеславский, Н.Г. Деминская // НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». № 9, 2012. -с. 36-40.

3. Чеславский, Я.В. Исследование влияния компонентного состава биополимерного раствора на сохранение проницаемости терригенного коллектора [Текст] / Я.В. Чеславский // НТЖ «Инженер-нефтяник». № 4, 2012. -с. 37-38.

4. Пат. № 119800 Российская федерация, 51МПКЕ21В43/02. Установка для исследований фильтрационных процессов в призабойной зоне пласта горизонтальной скважины [Текст] / Н.Г. Деминская, Н.М. Уляшева, Я.В. Чеславский - № № 2012113302/03; заявл. 05.04.2012; опубл. 27.08.2012, Бюл. № 24.

5. Чеславский, Я.В. Анализ современного состояния технологии промывки горизонтальных скважин [Текст] / Я.В. Чеславский // Материалы XI

международной молодежной конференции «Севергеоэкотех - 2010» (17-19 марта 2010 г., Ухта): в 5 ч.; ч. 4. - Ухта: УГТУ, 2010. -с. 102-104.

6. Чеелавекий, Я.В. Особенности фильтрационных процессов в горизонтальной скважине [Текст] / Я.В. Чеелавекий // Материалы XII международной молодежной конференции «Севергеоэкотех - 2011» (16-18 марта 2011 г., Ухта): в 5 ч.; ч. 2. - Ухта: УГТУ, 2011. -с. 57-62.

7. Чеелавекий, Я.В. Основные закономерности формирования фильтрационного фона в горизонтальной скважине [Текст] / Я.В. Чеелавекий, Н.Г. Деминская // Сборник научных трудов: материалы научно-технической конференции преподавателей и сотрудников (13-15 апреля 2011 г.): в 3 ч.; ч. 1 / под ред! Н.Д. Цхадая. - Ухта: УГТУ, 2011. -с. 13 8-145.

8. Чеелавекий, Я.В. Анализ современного состояния исследований проблем промывки горизонтальных скважин [Текст] / Я. В. Чеелавекий, Н.Г. Деминская, // Материалы межрегиональной научно-практической конференции «Республика Коми: вчера, сегодня, завтра. Перспективы развития в XXI веке» (26-27 октября 2011 г), г. Усинск, УГТУ, 2011.-е. 140-146.

9. Чеелавекий, Я.В. Исследование влияния химических реагентов на фильтрационные процессы в горизонтальной скважине [Текст] / Я. В. Чеелавекий, Н.Г. Деминская, // Научные исследования и инновации: Материалы IV Всероссийской конференции «Нефтегазовое и горное дело», г. Пермь, ПНИПУ, 16-18 ноября 2011 г., том 5, № 4 - ПГУ, г. Пермь - 2011.-с. 18-21.

10. Чеелавекий, Я.В. Методика исследования фильтрации в призабойной зоне пласта [Текст] / Я.В. Чеелавекий // Материалы XIII международной молодежной конференции «Севергеоэкотех - 2012» (21-23 марта 2012 г., Ухта): в 5 ч.; ч. 2. - Ухта: УГТУ, 2012. -с. 84-85.

11. Чеелавекий, Я.В. Результаты исследования фильтрационных процессов в горизонтальной скважине [Текст] / Я.В. Чеелавекий // Материалы XIII международной молодежной конференции «Севергеоэкотех - 2012» (21-23 марта 2012 г., Ухта): в 5 ч.; ч. 2. - Ухта: УГТУ, 2011. -с. 86-88.

12. Чеелавекий, Я.В. Оптимизация компонентного состава полимерных буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов горизонтальной скважиной [Текст] / Я.В. Чеелавекий, Н.Г. Деминская // Сборник научных трудов: материалы научно-технической конференции преподавателей и сотрудников (17-20 апреля 2012 г.) : в 3 ч.; ч. 1 / под ред. Н.Д. Цхадая. - Ухта: УГТУ, 2012.-е. 131-135.

Отпечатано в типографии Ухтинского государственного технического университета Республика Коми, г. Ухта, ул. Октябрьская, 13. Усл. печ. л. 1,5. Подписано в печать 07,11. 2012 г. Тираж 120 экз. Заявка Ж 3454.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Чеславский, Ярослав Владимирович

1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ТЕХНОЛОГИИ 8 ПРОМЫВКИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

1.1. Очистка ствола горизонтальной скважины от выбуренной 8 породы

1.2. Системы буровых растворов используемые для заканчивания 16 скважин с горизонтальным окончанием

1.3. Анализ эффективности применения различных буровых 24 растворов при бурении горизонтальных скважин (на примере месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции)

1.4. Цель и задачи исследований

2. ВЛИЯНИЕ ТИПА И КОМПОНЕНТНОГО СОСТАВА 32 БУРОВОГО РАСТВОРА НА ФОРМИРОВАНИЕ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

2.1. Основные закономерности формирования призабойной зоны 32 пласта

2.2. Влияние твердой фазы буровых растворов на формирование 44 призабойной зоны пласта

2.3. Физико-химическое взаимодействие фильтрата буровых 50 растворов с поверхностью проводящих каналов коллектора

2.4. Особенности физико-коллекторских и петрофизических 57 свойств терригенных коллекторов на месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции

3. МЕТОДИКИ ИССЛЕДОВАНИЙ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ 68 ПРОЦЕССОВ В ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЕ

3.1 Приборы для исследования фильтрационных процессов в горизонтальной скважине

3.2. Тестер проницаемости производства ОР1ТЕ

3.3. Устройство для изучения смазочной способности буровых растворов

4. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ 80 КОМПОНЕНТНОГО СОСТАВА БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА ТЕРРИГЕННОГО КОЛЛЕКТОРА

4.1. Исследование влияния компонентного состава биополимерного 80 раствора на глубину проникновения фильтрата в призабойной зоне пласта

4.2. Исследование влияния добавок на проницаемость пласта 92 терригенного коллектора

4.3. Экспресс-метод предварительной оценки влияния бурового 97 раствора на проницаемость призабойной зоны пласта

5. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕКОМЕНДАЦИЙ К 100 БУРОВЫМ РАСТВОРАМ ДЛЯ КАЧЕСТВЕННОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ПРЕДСТАВЛЕННЫХ ТЕРРИГЕННЫМ КОЛЛЕКТОРОМ

5.1. Составы буровых растворов с кольматирующими добавками

5.2. Технология приготовления биополимерных буровых растворов 102 с кольматирующими добавками

5.3. Результаты промысловых испытаний 103 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 105 БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 106 ПРИЛОЖЕНИЕ 1 119 ПРИЛОЖЕНИЕ 2 124 ПРИЛОЖЕНИЕ

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование технологии вскрытия терригенных коллекторов горизонтальными скважинами с применением биополимерных буровых растворов"

Несмотря на постоянное совершенствование рецептур буровых растворов для первичного вскрытия продуктивных пластов, в большинстве случаев они не обеспечивают сохранение коллекторских свойств и не создают условия для обеспечения ожидаемой производительности скважин.

Научная новизна

1. Установлено, что при вскрытии терригенных коллекторов скважинами с . горизонтальным окончанием граница фильтрационного загрязнения преимущественно направлена к кровле продуктивного пласта.

2. Предложен коэффициент "остаточной" проницаемости, который позволяет оптимизировать состав бурового раствора для конкретных горногеологических условий, определяемый ПО формуле ко - Я2 / Чь где -начальный объем отфильтрованной нефти через образец, - объем всей отфильтрованной нефти через образец, после воздействия на него буровым раствором.

Основные защищаемые положения

3. Коэффициент "остаточной" проницаемости может использоваться в качестве критерия экспресс-метода оценки степени загрязнения призабойной зоны пласта (ПЗП) терригенного коллектора.

Практическая значимость

1. Разработанные рекомендации по оптимизации состава биополимерного безглинистого раствора, позволяют снизить загрязнение продуктивного пласта и тем самым увеличить дебит скважины, что подтверждено промысловыми испытаниями на Лузском и Кабантывисовском нефтяных месторождениях.

2012 г.), позволит оптимизировать компонентный состава бурового раствора для вскрытия пласта с учетом петрофизических и фильтрационно-емкостных особенностей терригенного коллектора.

3. Экспресс-метод оценки степени загрязнения ПЗП терригенного коллектора с использованием коэффициента "остаточной" проницаемости, позволяет проводить предварительную оценку влияния буровых растворов на коллекторские свойства пласта.

Реализация результатов работы

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на следующих конференциях:

XI международная молодежная научная конференция «Севергеоэкотех-2010», г. Ухта, 2010 г.;

XII международная молодежная научная конференция "Севергеоэкотех-2011», г. Ухта, 2011 г.;

- научно-техническая конференция преподавателей и сотрудников УГТУ, г. Ухта, 2011 г.;

- научно-практическая межрегиональная конференции «Республика Коми: вчера, сегодня, завтра. Перспективы развития в XXI веке», г. Усинск,

- всероссийская научная конференция «Нефтегазовое и горное дело», г. Пермь, 2011 г.;

XIII международная молодежная научная конференция "Севергеоэкотех-2012», г. Ухта, 2012 г.;

- научно-техническая конференция преподавателей и сотрудников УГТУ, г. Ухта, 2012 г.

По теме диссертации опубликовано 12 печатных работах, включая 3 работы в изданиях, вошедших в Перечень ВАК, и 1 Патент РФ.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Чеславский, Ярослав Владимирович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Аналитические, теоретические и экспериментальные исследования показали, что:

3) Подтверждена эффективность использования при вскрытии терриген

3 2 ного коллектора проницаемостью до 400*10" мкм сульфинированного битума в концентрациях 1 - 1,5 %. При таких концентрациях сульфинированного битума в биополимерном растворе обеспечивается сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта, сопоставимое с растворами на углеводородной основе.

5) Предложен экспресс-метод качественной оценки степени загрязнения ПЗП терригенного коллектора.

6) Результаты исследований диссертации подтверждены промысловыми испытаниями на Лузском и Кабантывисовском нефтяных месторождениях, где отмечается увеличение дебитов на 13-14 %и снижение времени при проведении освоения на 14 %.

7) Результаты исследований нашли свое применение при разработке рабочих проектов на строительство скважин с горизонтальным окончанием в ООО «Ухтинская комплексная методическая экспедиция».

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Чеславский, Ярослав Владимирович, Ухта

1. Дуркин, В.В. Разработка технологии буровых растворов и промывки наклонно направленных скважин в осложненных условиях Текст.: диссертация канд. техн. наук: 25.00.15: защищена 27.02.2004 / Дуркин Василий Вячеславович. Ухта: УГТУ, 2004. - 161 с.

2. Маковей, Н. Гидравлика бурения Текст. Пер. С рум.- М.: Недра, 1986.-536 С.

3. Hanson P.M. Investigation of barite sag in weighted drilling fluids in highly deviated wells Text. / P.M. Hanson, Т.К. Trigg, G. Rachal, M. Zamora // 65 th Annual Techn. Conf. 23-26 Sept. 1990. New Orleans, 1990. SPE 20423. p.p. 223- 230.

4. Jefferson D.T. New procedure helps monitor sag in the field Text.// Energy Sources Techn. Conf. 20-24 Jan. 1991. ASME.- 91- PET- 3.

5. ВРД 39- 1.8-045-2001 Методика по выбору реологических свойств буровых растворов и технологии очистки горизонтальных скважин. М.: ОАО «Газпром» 000 «ВНИИГАЗ», 2001.- 17 с.

6. Martin М. Transport des deblais en puits inclines Text. // Revue de L'lnstitut Francais du Petrole. 1989. V. 44. №4. P. 443-460.

7. Zamora M. Rules of Thumb to improve high- angle hole cleaning Text. / M. Zamora, P. Hanson // Petroleum Engineer International, January, 1991, p.p. 4449.

8. Леонов, Е.Г. Гидроаэромеханика в бурении Текст. / Е.Г. Леонов, В.И. Исаев Учебник для вузов.- М.; Недра, 1987.- 304 е.: ил.

9. Ширяев, Г.С. Использование реологической модели бурового раствора для контроля давления в скважине Текст. / Г.С. Ширяев, Г.Б. Проводников, О.А. Лушпеева // Нефтяное хозяйство.- 2001, № 9.- с. 44- 47.

10. РД 0159000- 171- 95. Технологический регламент по химической обработке промывочной жидкости при строительстве скважин с горизонтальным окончанием на месторождениях Крайнего Севера. Тюмень.: ТюменНИПИгипрогаз, 1995.- 180 с.

11. Кашкаров, Н.Г. Выбор параметров промывочной жидкости для бурения скважин с горизонтальным окончанием Текст. / Н.Г. Кашкаров, Л.А. Ахметов, А.П. Пуртов // Газовая промышленность, № 7, 1992.- с. 29- 30.

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

13. Допилко, Л.И. Новый подход к оценке технологических свойств буровых растворов (в порядке обсуждения) Текст. // Нефтяное хозяйство, № 7, 1994.- с. 13-15.

14. Estes J. Bingham plastic fluids more affectedly clean horizontal holes Text. / J. Estes, В. Randall, К. Bridges // OGJ, Nov. 11, 1996,Vol. 94, No.46, p.p. 89- 93.

15. Киселев, П.В. Разработка и применение специальных буровых растворов для бурения горизонтальных скважин Текст. / П.В. Киселев, В.А. Махоро // Нефтяное хозяйство, № 3, 1998,- с. 22- 24.

16. Алван, К.А. Влияние крутильных колебаний бурильной колонны на вынос шлама и создание нагрузки на долото в горизонтальных скважинах Текст. / К.А. Алван, В.И. Исаев, O.A. Марков, Н.Ф. Шуть, Е.К. Юнин // Бурение №3, 2001.- с. 20- 24.

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

18. Michael J. Tangedahl Horizontal flow drilling requires focus on well control Text. // Oil and Gas Journal Jun. 13, Vol. 92, No. 24, 1994, p. p. 119 -123.

19. Официальный сайт фирмы «M-I Swaco»: http://www.slb.com/services/miswaco.aspx.

20. Лушпеева, О.А. О природе синергетического эффекта в полимерг-линистых буровых растворах Текст. / О.А. Лушпеева, В.Н. Кошелев, Л.П. Вахрушев, Е.В. Беленкр // Нефтяное хозяйство, №3, 2001.-С. 28- 30.

21. Официальный сайт фирмы «Halliburton»: http://www.halliburton.com/.

22. Официальный сайт фирмы ОАО «НПО «Бурение»: http://www.npoburenie.ru/.

23. Щукин, А.А. Строительство скважин Текст.: Учебное пособие.-Томск: Изд-во STT, 2005.- 588 е.; ил.

24. Рябоконь, С.А. Современное состояние и проблемы технологии бурения горизонтальных скважин Текст. // Вопросы промывки скважин с горизонтальными участками ствола (сборник научных трудов). ОАО НПО «Бурение», Краснодар.- 1998 с. 3-8.

25. Михайлов, H.H. Изучение динамики проникновения фильтрата глинистого раствора в пласт с целью повышения эффективности геофизических исследований скважин Текст.: диссертация канд. техн. наук. М., МИНХиГП им. Горького 1977.

26. Мамаджанов, У.Д. Динамическая характеристика промывочных растворов и осложнения в бурении Текст. М., Недра, 1972.

27. Тер-Саркисов, P.M. Разработка месторождений природных газов Текст. М.: Недра, 1999. - 659 с.:ил.

28. Вяхирев, Р.И. Разработка и эксплуатация газовых месторождений Текст. / Р.И. Вяхирев, А.И. Гриценко, P.M. Тер-Саркисов М., 2002 - 880 с.:ил.

29. Крецул, В.В. Влияние твердой фазы на фильтрационные характеристики промывочных жидкостей для первичного вскрытия Текст. // ОАО «ВНИИОЭНГ», 2006.- № 10.- с.32-36.

30. Михарев, В.В. Строительство кустовых направленных скважин; научная монография Текст. / В.В. Михарев, В.Ф. Буслаев, Н.М. Уляшева, Ю.Л. Логачев // Ухта: Региональный Дом печати, 2004 г.- 230 с.

31. Крецул, В.В. Влияние закупорки забойных фильтров на продуктивность горизонтальных скважин Текст. // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.:ОАО «ВНИИОЭНГ», 2006.- №11.- с. 32-37.

32. Крылов, В.И. Высокоэффективное заканчивание горизонтальных скважин с установкой забойного фильтра Текст. / В.И. Крылов, В.В. Крецул // СЖ «БурениеНефть».- 2005 .-№ Ю.- с. 21-23.

33. Hodge R.M. Evaluation and Selection of Drill-in Fluid Candidates to Minimize Formation Damage Text. / R.M. Hodge, B.G. Augustine, R.C. Burton, W.W. Sanders, D.J. Atkinson // SPE Drilling and Completion (September 1997) -pp .174-179.

34. Амиян, B.A. Вскрытие и освоение нефтяного пласта Текст. / В. А. Амиян, И.П. Васильева: М., Недра, 1980 380 с.

35. Касперский, Б.В. Исследование закупоривающей способности утяжеленных буровых растворов на щелевых моделях Текст. / Б.В. Касперский, Б.Д. Панов // Бурение, 1971, № 5. с. 10-12.

36. Касперский, Б.В. Влияние перепада давления и проницаемости пористой среды на скорость фильтрации утяжеленных промывочных жидкостей Текст. // Бурение. 1970. № 26. - с. 33-36.

37. Городнов, В.Д. Физико-химические методы борьбы с осложнениями Текст.: М.:Недра, 1987.

38. Грей Дж., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов Текст.: Пер. с англ.- М.:Недра, 1985.- 560 с.

39. Бондаренко, В.В. Применение метода геолого-математического моделирования для изучения и оценки количественного влияния кольматации на продуктивность скважин Текст. // М.:ОАО «ВНИИОЭНГ», 2007.- №7.- с. 41-46.

40. Сердюк, Н.И. Технико-экономическая эффективность способов де-кольматажа прифильтровой зоны буровых скважин Текст. / Н.И. Сердюк, Б.В. Шибаев, И.В. Сауков // ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005.- № 10.- С. 39-43.

41. Технологическое руководство по буровым растворам для бурения горизонтальных скважин и скважин с большим углом отклонения компании M-I Drilling Fluids р.94.

42. Юн Шу. Новые промывочные жидкости для восстановления кол-лекторских свойств пластов Текст. / Шу Юн, Ян. Джиниан // Oil and Gas journal №8, 2008.- с. 61-66.

43. Овчинников, В.П. Комплекс технологий и технических средств для вскрытия продуктивных коллекторов нефти и газа Текст. / В.П. Овчинников, В.В. Салтыков, A.M. Киреев // Нефть и Газ. Известия высших учебных заведений №2, 2008.- с. 30-32

44. Бернардинер, М.Г. Гидродинамическая теория фильтрации аномальных жидкостей Текст. / М.Г. Бернардинер, В.М. Ентов: М., Наука, 1975.

45. Абдулин, Ф.С. Повышение производительности скважин Текст.-М.: Недра, 1975.- 264 с.

46. Алексперов, В.Т. О кольматации проницаемых отложений при бурении скважин Текст. / В.Т. Алекперов, В.А. Никишин // ВНИИОЭНГ, сер.: «Бурение», 1972, № 2.- с.36-38.

47. Иванников, В.И. Разработка и опыт применения полимер-бентонитовых буровых растворов с малым содержанием твердой фазы Текст// CHT: «Физ.-хим. механика промывочных и тампонажных дисперсий».-Киев.: 1979.- с. 129-133.

48. Михайлов, H.H. Изменение физических свойств горных пород в около-скважинных зонах Текст.- М.: Недра, 1987.- 268 с.

49. Выжигин Н.В. Влияние условий вскрытия пластов и заканчивания скважин на их продуктивность Текст. // Сб.: «Совершенствование процессов бурения скважин и нефтеотдачи».- Куйбышев: КПтИ, 1984.- с. 87-88.

50. Скальская, У.Л. Стабилизация неглинистых растворов и перспективы их применения Текст. / У.Л. Скальская, Ю.М. Кравчук // Сб.: «Промывочные жидкости в бурении».- М.: ВНИИОЭНГ, 1966.- с .23-28.

51. Скальская, У.Л. Влияние твердой фазы промывочной жидкости на снижение проницаемости низкопроницаемых коллекторов Текст. / У.Л. Скальская, Т.М. Бондарчук // М.: ВНИИОЭНГ, сер. «Бурение», 1970,- с. 1920.

52. Крысин, Н.И. Бурение скважин с промывкой безглинистыми буровыми растворами Текст. / Н.И. Крысин, Ю.М. Сухих, В.Г. Татауров // Нефтяное хозяйство, 1989. № 1.-е .6-10.

53. Казанский, В.В. Влияние соленасы-щенного раствора КМЦ на качество вскрытия продуктивных пластов Текст. /В.В. Казанский, O.A. Брагина, В.П., В.П. Низовцев // Нефтяное хозяйство, 1988. № 1.-е. 8-9.

54. Демьяненко, H.A. Причины осложнений при вскрытии высокопроницаемых продуктивных пластов с направленной кольматацией околоствольной зоны Текст. / H.A. Демьяненко, Ю.А. Бутов, А.И. Сериванова // Нефтяное хозяйство, 1992, №6.-с. 14-16.

55. Ангелопуло, O.K. Буровые растворы для осложненных условий Текст. / O.K. Ангелопуло, В.М. Подгорнов, В.Э. Аваков М.: Недра, 1988.116 с.

56. Агабальянц, Э.Г. Промывочные жидкости для осложненных условий бурения Текст.- М.: Недра, 1982.- 107 с.

57. Городнов, В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении Текст. М.: Недра, 1984.- 242 с.

58. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газ объемным методом Текст. Под редакцией Петерсилье В.И. и др. Москва-Тверь, ВНИГРИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003 г.

59. Малышева, Е.О. Природные резервуары в терригенных формациях Печорского нефтегазоносного бассейна Текст. / Е.О. Малышева, З.В. Ларионова и др. // Коми НЦ УрО РАН. Сыктывкар, 1993 - 154 с.

60. Методические рекомендации по исследованию пород-коллекторов нефти и газа физическими и петрофизическими методами Текст. Москва, 1978 г.

61. Куклин, И.А. Физико-литологическая и динамическая характеристика коллекторов продуктивных отложений среднедевонской залежи Возей-ского месторождения. Ухта, Республика Коми, ООО «Петрофизик», 2003 г.

62. Литолого-петрофизические и петрофизические исследования керна по скважине № 1 Нирмалинского месторождения. / НПЦ ООО «ПечорНИ-ПИнефть». Архангельск, 2007 г.

63. Куклин, И.А. Литолого-физическая и петрофизическая характеристика коллекторов продуктивных пластов на площади Кыртаельского месторождения. Отчет/ ООО «Петрофизик», Ухта, 2001 г.

64. Литолого-петрофизические и петрофизические исследования керна по скважинам Ошского месторождения. / НПЦ ООО «ПечорНИПИнефть». -Архангельск, 2009 г.

65. Технологическая схема опытно-промышленной разработки Лузско-го нефтяного месторождения. Протокол ЦКР № 5318 от 27.12.2011 г.

66. Технологическая схема опытно-промышленной разработки Чед-тыйского нефтяного месторождения. ЗАО «Инженерный центр «Коми нефтяной компании», г. Ухта, 2004 г.

67. A.c. 1033715 СССР Е 21 В 43/02. Установка для исследования модели прифильтровой зоны скважины / Гиринский В.А. и др. Заявлено 31.03.82.

68. A.c. 1629467 СССР Е 21 В 21/00. Установка для исследования процессов бурения скважин / Беляков В.М. и др. Заявлено 02.03.89.

69. ANSI/API 13I/ISO 10416 Recommended Practice for Laboratory Testing of Drilling Fluids Text., 2004.

70. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности: РД 08-200-98. С изм. и доп. ПБИ 08-375(200)-00/Госгортехнадзор России., утв. 09.04.98 №24. - М.: НЦ ЭНАС, 2003. - 159 с.

71. Ширяев, Г.С. Использование реологической модели бурового раствора для контроля давления в скважине Текст. / Г.С. Ширяев, Г.Б. Проводников, O.A. Лушпеева // Нефтяное хозяйство.- 2001, № 9.- с. 44-47.

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

73. Drilling in fluids improve high - angle production Text. // Petrol. Eng. Int. 1995, Vol. 67, No. 4, p.p. 5-8, 10-11.

74. Пеньков, А.И. Учебное пособие для инженеров по буровым растворам Текст. Издание первое. Волгоград 2001.с 85.

75. Лушпеева, O.A. Выбор бурового раствора для зарезки бокового ствола Текст. / O.A. Лушпеева, A.A. Балуев, И.К. Даниченко, Д.Г. Антониа-ди, А.Т. Кошелев, Г.Г. Гилаев // Бурение и нефть, № 8, 2002.- с.46-48.

76. Ашрафьян, М.О. Совершенствование технологии забуривания новых стволов из обсаженных скважин Текст. / М.О. Ашрафьян, Н.М. Сарки-сов, Н.Б. Савенок и др.// Нефтяное хозяйство. 1989. - № 6. - с. 34-38.

77. Thomas В. Distribution of mud Iduced Damage Around Horizontal Wellbores Text. / B. Thomas, M.M. Sharma // SPE paper 39468 presented at the 1998 SPE International Symposium on Formation Damage Control.

78. Прокаев, A.C. Искусственная кольматация стенок скважины Текст. / A.C. Прокаев, В.Н. Коньков, А.Ш. Янтурин, Р.Т. Асфандияров // НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.- М.: ОАО «ВНИИОЭНГ»,1993.- № 9-10.- с. 24-28.

79. Калинин, А.Г. и др. Бурение наклонных скважин Текст.: Справочник/А.Г.Калинин, Н.А.Григорян, Б.З.Султанов.- М.: Недра, 1990.- 349 с.

80. Лепнев, Э.Н. Исследование кольматации цилиндрического канала цементным раствором Текст. // Строительство скважин и совершенствование технологии вскрытия продуктивных пластов в Западной Сибири: Сб. на-уч.тр.- Тюмень, 1986.- с. 55-60.

81. Лаврентьев, B.C. Очистка ствола горизонтальной скважины Текст. / B.C. Лаврентьев, A.M. Лихушин // Газовая промышленность, № 1, 1998. с. 41-42.

82. Рябоконь, С.А. Комплекс технологий, обеспечивающий высокое качество заканчивания скважин Текст. / С.А. Рябоконь, А.И. Пеньков, А.К. Куксов // Нефтяное хозяйство, 2002. с. 16-22.

83. Яремийчук, P.C. Обеспечение надежности и качества стволов глубоких скважин Текст. / P.C. Яремийчук, Г.Г. Семак М.: Недра, 1982 г.

84. Лернер, Б.Е. Опыт применения анионоактивных ПАВ для обработки промывочных растворов при вскрытии продуктивных горизонтов на При-уралье Текст. // Нефтяная и газовая промышленность 1981 -I.e. 26-29.

85. Пеньков, А.И. Методы регламентирования свойств буровых растворов для горизонтальных скважин Текст. / А.И. Пеньков, Е.Ф. Филиппов, Б.А. Никитин // ОАО «НПО Бурение» «Вопросы промывки скважин с горизонтальными участками ствола. Краснодар, 1998. с. 9-15.

86. Пеньков, А.И. Контроль реологических свойств буровых растворов по показателям «К» и «п» Текст. / А.И. Пеньков, А.И. Острягин // Вопросы промывки скважин с горизонтальными участками ствола. Сб.науч.тр. ОАО «НПО Бурение». Краснодар, 1998. с. 16-20.

87. Потапов, А.Г. Влияние релаксационных свойств буровых растворов на технологические процессы бурения скважин Текст. Изв. ВУЗов. Нефть и газ. 1986, №4, с. 26-32.

88. Гиматудинов, Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта Текст. / Ш.К. Гиматудинов, А.И. Ширковский // М.: Недра, 1982.-312 с.

89. Алиев, З.С. Обоснование и выбор оптимальной конструкции горизонтальных газовых скважин Текст. / З.С. Алиев, Б.Е. Сомов, С.А. Рогачев -М.: Техника, 2001 г.

90. Бикчурин, Т.Н. Влияние типа бурового раствора на коэффициентнефтенасыщенности в приствольной части скважины Текст. / Т.Н. Бикчу-рин, Л.С. Сидоров, А.П. Верхоланцев // Нефтяное хозяйство, 1987, № 2.- с 1416.

91. Михеев, М.А. Исследование загрязнения продуктивного пласта растворами на водной основе с использованием модели кругового пласта Текст. // НТЖ Стоительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.- М. ВНИИОЭНГ, 1999, № 8-9 .- с 8-10.

92. Чеславский, Я.В. Исследование влияния компонентного состава биополимерного раствора на сохранение проницаемости терригенного коллектора Текст. / Я.В. Чеславский // НТЖ «Инженер-нефтяник». № 4, 2012 г., с. 37-38.

Информация о работе

Чеславский, Ярослав Владимирович
кандидата технических наук
Ухта, 2012
ВАК 25.00.15

Диссертация

Совершенствование технологии вскрытия терригенных коллекторов горизонтальными скважинами с применением биополимерных буровых растворов - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы