Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Технология заканчивания скважин с формированием защитных экранов в продуктивных пластах

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Технология заканчивания скважин с формированием защитных экранов в продуктивных пластах"

На правах рукописи

ХУЗИН РИНАТ РАИСОВИЧ

ТЕХНОЛОГИЯ ЗАКАНЧИВАНЙЯ СКВАЖИН С ФОРМИРОВАНИЕМ ЗАЩИТНЫХ ЭКРАНОВ В ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТАХ

Специальность 25.00.15

"Технология бурения и освоения скважин"

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Бугульма 2003

Работа выполнена в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО "Татнефть".

Научный руководитель: Рылов Николай Иванович,

кандидат технических наук, старший научный сотрудник

Официальные оппоненты: Поляков Владимир Николаевич,

доктор технических наук, профессор

Поваляев Александр Иванович,

кандидат технических наук

Ведущее предприятие: Научно-исследовательский институт по

повышению нефтеотдачи пластов (НИИIIЕФТЕОТДАЧА), г. Уфа

Защита состоится 25 декабря 2003 года в 15 часов на заседании диссертационного Совета Д 222.018.01 при Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти ОАО "Татнефть" по адресу: 423230, Республика Татарстан, г.Бугульма, ул. М.Джалиля, 32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТатНИПИнефть.

Автореферат разослан 19 ноября 2003 года.

Ученый секретарь диссертационного Совета, доктор технических наук, старший научный сотрудник

Сахабутдинов Р.З.

^¿.0749

¿БЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Для современного этапа разработки крупных нефтяных месторождений нефтедобывающей отрасли характерна устойчивая тенденция снижения дебитов новых скважин, рост обводненности продукции, увеличение объемов бурения на малопродуктивные, неоднородные карбонатные коллектора среднего и нижнего карбона. При этом дебиты скважин, законченных с применением традиционных буровых растворов при вскрытии продуктивных пластов и технологии их разобщения с подъемом цементного раствора до устья, зачастую оказываются нерентабельными или находятся на пределе рентабельности.

Проблема сохранения естественной проницаемости горных пород, слагающих призабойную зону, при первичном вскрытии продуктивных отложений карбонатного и терригенного типа в одной скважине является весьма сложной и трудоемкой задачей.

При строительстве скважин происходит существенное нарушение равновесного состояния околоскважинного пространства под воздействием буровых и тампонажных растворов, приводящее к физической закупорке поровых и трещинных каналов твердой фазой, проникновению фильтратов, развитию процессов инверсии смачиваемости нефтепроводящих путей, значительно снижающее их естественную фазовую проницаемость по нефти.

Разобщение пластов, особенно когда его проводят в один этап с подъемом цементного раствора до устья, приводит к раскрытию микротрещин в призабойной зоне пласта и их цементированию.

От того, насколько качественно выполнены этапы первичного вскрытия и разобщения продуктивных пластов, во многом определяется продуктивность скважины, особенно для месторождений с небольшими балансовыми и трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Наименее изученным до настоящего времени оставался вопрос создания единой концепции заканчивания скважин в

««.ДЙКЦРШ |ЯШ*ениях

БИБЛИОТЕКА I С.Петербург а- п "

Л

оз тдац}

терригенного и карбонатного типа в одной скважине, охватывающий основные технологические процессы вскрытия и разобщения пластов.

В связи с этим, особо актуальное значение приобретают вопросы оптимизации и повышения эффективности этапа заканчивания скважин, а также поиск и разработка малозатратных способов защиты продуктивных интервалов от цементного воздействия при цементировании эксплуатационных колонн.

Цель работы. Повышение эффективности и качества заканчивания нефтяных скважин на месторождениях ОАО "Татнефть" и малых нефтяных компаний (МНК) путем разработки и внедрения техники и технологии формирования защитных экранов в продуктивном интервале при строительстве скважин.

Основные задачи работы.

1. Анализ современных теоретических представлений и экспериментальных исследований о влиянии буровых и тампонажных растворов на фильтрационные характеристики пород продуктивной толщи призабойной зоны пласта (ПЗП).

2. Исследование влияния состава и свойств полимерных буровых растворов на качество вскрытия терригенных и карбонатных пластов.

3. Разработка техники и технологии формирования защитных экранов в продуктивных пластах с целью предупреждения загрязнения ПЗП тампонажными растворами при креплении скважин.

4. Разработка составов тампонажных растворов для формирования защитных экранов в интервале продуктивных пластов.

5. Разработка методики оценки влияния составов и свойств защитных экранов на коллекторские свойства ПЗП.

6. Анализ и обобщение результатов применения разработанных технических средств и технологий в условиях Дачного месторождения.

Научная новизна.

1. Определена степень восстановления нефтепроницаемости терригенных пород после воздействия на них фильтратов полимерных буровых растворов и установлено, что сшивка полиакриламида изменяет механизм кольматации с водо-полимерного на полимер-дисперсный и увеличивает величину кольматации.

2. Установлена зависимость степени кольматации призабойной зоны пласта, представленного терригенными породами высокой, средней и низкой проницаемости от состава фильтрата полимерных растворов и определен критерий выбора типа бурового раствора для повышения качества первичного вскрытия продуктивных пластов.

3. Установлена возможность снижения негативного влияния бурового и цементного растворов на фильтрационные характеристики продуктивных пластов при условии формирования защитного экрана в интервале продуктивного пласта до спуска и цементирования эксплуатационной колонны.

4. Теоретическими и экспериментальными исследованиями определены оптимальные геометрические параметры кассетного перекрывателя в сочетании с плоскими пружинами, обеспечивающие герметичность и устойчивость перекрывателя к гидромеханическим нагрузкам, возникающим в процессе строительства скважин.

Основные защищаемые положения.

1. Основной критерий выбора типа бурового раствора для повышения качества первичного вскрытия продуктивных пластов - величина относительного увеличения водонасыщенности после воздействия на породы фильтратов буровых растворов.

2. Тампонажные композиции для формирования защитного экрана в интервале продуктивных пород, способствующие сохранению коллекторских свойств призабойной зоны пласта при креплении эксплуатационных колонн.

3. Техника и технологии защиты продуктивных пластов от загрязнения фильтрационных каналов буровым и тампонажным раствором в процессе строительства скважин.

Практическая ценность.

1. Определен критерий оценки качества первичного вскрытия продуктивных пластов для выбора типа бурового раствора на стадии разработки проекта строительства скважины.

2. Разработаны рецептуры тампонажного состава для формирования защитного экрана в интервале продуктивных пород, соответствующие по прочностным свойствам требованиям государственного стандарта для облегченных цементов и обладающие высокими . фильтрационными показателями после воздействия на них кислотами.

3. Разработаны техника и технология защиты продуктивных пластов от цементного воздействия при креплении эксплуатационных колонн.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы и результаты исследования докладывались и обсуждались на научно-методических советах института "ТатНИПИнефть", на выездных конференциях НТО ООО "Татнефть-Бурение" в Нурлатском, Альметьевском, Елабужском и Азнакаевском УБР (2002-2003 г.г.), на Всероссийской научно-практической конференции, посвященной разработке, производству и применению химреагентов для нефтяной и газовой промышленности (г.Москва, 2002 г.), на Региональной научно-практической конференции, посвященной внедрению современных технологий повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами (г. Ижевск, ноябрь 2003 г.).

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 6 печатных работ, в том числе 4 статьи, тезисы 1 доклада, получен 1 патент РФ.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов и основных выводов; изложена на 129 страницах машинописного текста, в числе которых 33 рисунка, 11 таблиц; содержит список литературы из 80 наименований и 2 приложения.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы, определены основная цель и задачи исследования, научная новизна и практическая ценность проведенных работ.

Первая глава посвящена анализу геолого-технических условий месторождений ОАО "Татнефть" с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Проведен анализ существующих технологий первичного вскрытия продуктивных пластов, выявлены факторы, влияющие на загрязнение призабойной зоны. Рассмотрен механизм негативного воздействия тампонажных растворов на коллекторские свойства продуктивного пласта в процессе цементирования эксплуатационной колонны и показаны существующие методы снижения отрицательного воздействия цементных растворов на продуктивный пласт.

Дачное нефтяное месторождение относится к типу месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти (ТИЗН). Характеризуется многоэтажностью, многозалежностью. Залежи разбросаны, имеют небольшие размеры с низкой концентрацией запасов как по площади, так и по разрезу. Эти залежи характеризует: низкая продуктивность скважин, большая зональная и

послойная неоднородность пластов, незначительная доля нефтенасыщенной части пласта к общей толщине коллектора.

Основными эксплуатационными объектами являются верей-башкирский, турнейский, бобриковский и кыновский горизонты.

Продуктивные пласты Дачного нефтяного месторождения сложены терригенно-карбонатными породами.

Для терригенных отложений кыновского горизонта нижний предел пористости составляет 12% при проницаемости - 0,019 мкм2; бобриковского горизонта - 14% (Кпр=0,032 мкм2). По карбонатным отложениям турнейского яруса кондиционная граница пористости принята равной 10% при проницаемости 0,001 мкм2. За граничное значение пористости, разделяющее карбонатные породы башкирского яруса и верейского горизонта на коллекторы и неколлекторы, принято 8%, значение проницаемости - 0,003 мкм2 и 0,001 мкм2, соответственно.

Степень загрязнения коллектора при строительстве- скважин определяется суммой воздействий на коллектор всех технологических процессов заканчивания скважин. Определяющий уровень загрязнения призабойной зоны пласта (ПЗП) устанавливается при его первичном вскрытии в результате проникновения в пласт фильтрата бурового раствора и его компонентов. Дальнейшие технологические операции могут либо не изменить это состояние, либо усугубить степень отрицательного воздействия на коллектор.

В значительной степени состояние коллектора в призабойной зоне пласта определяет процесс цементирования скважины. Анализ практики бурения, проводившийся специалистами различных компаний, показывает, что поражение коллектора, которого избегают, применяя дорогостоящие буровые растворы и ограничивая репрессию на коллектор, в большей степени проявляется при цементировании скважины.

В работах Крюгера и Кинга показано, что тампонажные растворы значительно закупоривают продуктивные горизонты. Так, проницаемость

8

образцов керна по керосину после насыщения их фильтратами цементных растворов составила 34-53% по отношению к исходной. Согласно другим данным фильтрация цементного раствора понижает проницаемость керна на 25-100%. Иногда загрязнение продуктивного пласта приводит к необходимости проведения повторных работ по вызову притока, дополнительным расходам по интенсификации притока, а порой даже и к преждевременной ликвидации скважины.

Для решения этих сложных проблем в аномальных геологических условиях в последние годы находят применение технологии, совмещающие процессы разрушения горных пород и углубления забоя скважин с защитой продуктивных интервалов различными способами. Исследованию этих проблем посвящены работы ведущих специалистов отрасли Р.Г. Абдрахманова, С.Е. Ильясова, И.С. Катеева, Р.И. Катеева, О.Б. Качалова, Ю.С. Кузнецова,

A.К. Куксова, В.А. Куксова, М.Р. Мавлютова, В.П. Овчинникова,

B.Н. Полякова, Р.Ш. Рахимкулова, Н.И. Рылова, В.Г. Татаурова, И.Г. Юсупова и многих других.

С целью упрочнения защитного слоя в приствольной зоне пласта используют методы акустической, струйной и механической обработок ствола.

В настоящее время для защиты продуктивных отложений, в т.ч. возвратных объектов от загрязнения буровыми и цементными растворами, применяют технологию-крепления продуктивного интервала скважины при помощи установки профильных перекрывателей по мере вскрытия продуктивных пластов.

В работах Рахимкулова Р.Ш. и других ученых показано, что крепление с использованием специальных устройств, исключающих контакт нефтеносных отложений с тампонажным раствором, увеличивает удельный коэффициент продуктивности в 3,6 и 4,4 раза, а удельный дебит нефти - в 1,4 и 1,8 раза в зависимости от характера вторичного вскрытия пласта перфорацией в контрольных скважинах.

Для защиты продуктивного интервала от воздействия цементного раствора известные технико-технологические решения являются или дорогостоящими, либо, в силу тех или иных причин, не позволяют получить высоких показателей работ, а по мере усложнения геолого-промысловых условий заканчивания скважин эти показатели даже снижаются.

Второй раздел посвящен экспериментальным исследованиям влияния фильтрата бурового раствора на проницаемость кернов и совершенствование процесса первичного вскрытия продуктивного пласта.

Объектами исследования были определены образцы керна пород пашийского горизонта Ромашкинского месторождения. Коллекция образцов для исследования подбиралась таким образом, чтобы в ней были представлены породы высокой, средней и низкой проницаемости.

Модель нефти для фильтрации через образцы керна готовилась на основе поверхностной обезвоженной нефти, отобранной на устье скважины. Разбавление нефти до вязкости, близкой пластовой, осуществлялось очищенным на колонке с силикагелем керосином. Измерялась плотность и вязкость приготовленной модели нефти.

В данной работе использовались модели фильтратов полимерных буровых растворов, применяемых на месторождениях ОАО "Татнефть".

Результаты экспериментов по определению степени восстановления проницаемости по нефти, полученные на 18 образцах керна для фильтратов трех типов буровых растворов - безглинистый полимерный раствор (раствор № 1), полимерный раствор со «сшитым» полиакриламидом (раствор № 2) и полимерный раствор с крахмальным реагентом на основе пластовой девонской воды (раствор № 3) приведены в таблице 2.1.

Методика и последовательность операций при проведении экспериментальных работ были следующими:

1) Образцы, подобранные для экспериментов, насыщались моделью пластовой воды с последующим определением открытой пористости.

2) Насыщенные моделью пластовой воды образцы керна центрифугировались для поддержания стабильности остаточной водонасыщенности ("связанной воды").

3) Образцы под вакуумом донасыщапись керосином.

4) На установке по исследованию проницаемости кернов (УИПК) замещали керосин на модель нефти фильтрацией последней при объемных скоростях 1,26 - 3,24 см3/ч. Это приблизительно соответствует линейной скорости закачки 1м/сут. для всех исследуемых образцов. По ходу фильтрации периодически проводились замеры проницаемости по нефти.

5) После определения проницаемости по нефти по достижению стабилизации ее фильтрации проводилось насыщение образца фильтратом бурового раствора по направлению "из скважины в пласт".

6) После выдержки около суток в обработанные фильтратом бурового раствора образцы вновь закачивалась модель нефти по направлению "из пласта в скважину" с замером проницаемости по нефти.

7) Образцы после повторного определения проницаемости по нефти передавались на ЯМР-исследования и определения нефтеводонасыщенности экстракционно-дистилляционным методом в аппарате Закса.

Анализ результатов экспериментов отдельно для групп образцов, подвергшихся обработке фильтратами различных буровых растворов, показал:

Фильтрат бурового раствора № 1. Процент восстановления нефтепроницаемости для четырёх образцов с проницаемостью по воздуху от 0,382 до 1,01 мкм2 примерно одинаков (30-38%). Несколько лучшее восстановление проницаемости по нефти в породах низкой проницаемости (0,102-0,117мкм2). В среднем по двум образцам процент восстановления проницаемости составил 60,5%. Сопоставляя относительное увеличение водонасыщенности на конечной стадии повторной фильтрации нефти по

Таблица 2.1.

Результаты экспериментов по воздействию фильтратов буровых растворов на проницаемость пород по нефти

Тип раствора -5-5- Проницаемость, 10 мкм Водонасыщенность, Объемы прокачиваемой нефти после обработки фильтратами

по воздуху по нефти % Проценты восстановления

до обработки после обработки до обработки после обработки поровых объемов эффективных поровых объемов проницаемости

1010 123 43.4 5.0 30.5 15.4 23.9 35.3

853 97 37 5.7 23.5 25.1 37.4 38

раствор 488 50.4 17.6 7.6 28.8 16 24.1 34.9

№1 382 61.8 18.6 13.1 29.7 16.6 28.3 30.1

117 9.9 4.4 24.1 31 11.7 26.6 44.4

102 3.4 2.6 28.7 37.4 11.4 29 76.5

раствор 1053 286 20 4.0 27.2 9.9 15.4 7

№2 887 216 17.9 4.6 18.9 19.8 28.9 8.3

877 251 22.3 7.6 28.4 10.8 16.6 8.9

405 18.2 6.3 9.2 21.2 15.7 24.5 34.6

100 5.5 1 22.3 23 8.9 16.7 18.2

106 6.7 1.54 22.2 27.6 10.8 23.6 23

941 55.5 10.6 5.0 35.3 10.7 16.7 19.1

911 32.6 6.8 4.6 30.0 9.4 13.5 20.9

раствор 434 21 3.04 12 24.7 11.0 18.3 14.5

№3 404 12.5 3.56 12 30.7 14.3 23.4 28.5

142 4.76 0.9 17.6 31.9 15.0 29.2 18.9

121 3.31 1.23 19.4 29.1 15.0 30.9 37.2

сравнению с начальной водонасыщенностью и степень восстановления проницаемости, можно констатировать, что для первых четырёх образцов высокой и средней проницаемости водонасыщенность после обработки фильтратом и прокачки нефти в среднем увеличилась в 4,1 раза по сравнению с начальной, а для образцов низкой проницаемости - в 1,3 раза. Это вполне объясняет более высокую степень восстановления проницаемости для образцов низкой проницаемости.

По данным таблицы 2.1 не просматривается никакой зависимости между степенью восстановления нефтепроницаемости и объёмами прокачки

нефти. Объясняется это тем, что фактически прокачанные объёмы нефти достаточны для стабилизации водонасыщенности, и, как следствие этого, — стабилизации нефтепроницаемости. Объёмы фильтрации нефти существенны только до момента стабилизации водонасыщенности и проницаемости. Дальнейшее увеличение нефтепроницаемости невозможно за счет увеличения объёмов прокачки нефти. Оно может быть достигнуто либо за счет повышения скоростей фильтрации, или какими-либо дополнительными воздействиями на оставшийся в порах фильтрат (химическими и пр.).

Фильтрат бурового раствора № 2. Анализ степени восстановления проницаемости по .нефти после обработки пород фильтратом бурового раствора №2 (табл. 2.1) показал, что она наименьшая (7-9%) в породах высокой проницаемости (0,877-1,053мкм2) и в два - три раза (18-35%) выше в породах средней и низкой проницаемости (0,1-0,405мкм2). Степень восстановления нефтепроницаемости никак не коррелируется с водонасыщенностью образцов на конечной стадии эксперимента. Однако четко просматривается её зависимость от относительного увеличения водонасыщенности по отношению к начальной. Если в трёх высокопроницаемых образцах относительное увеличение водонасыщенности происходит в среднем в 4,9 раза, то для оставшихся трёх образцов средней и низкой проницаемости увеличение водонасыщенности происходит в среднем в 1,5 раза, т.е. в три раза меньше.

Фильтрат бурового раствора № 3. Анализ степени восстановления проницаемости по нефти после обработки фильтратом бурового раствора №3 (табл. 2.1) показал, что относительное увеличение водо (фильтрато) насыщенности для образцов высокой проницаемости после обработки фильтратом и прокачки нефти в среднем по двум образцам произошло в 6,8 раз. Как следствие этого - минимальное в этой группе образцов восстановление нефтепроницаемости (20%). Для образцов средней и низкой проницаемости при увеличении их водонасыщенности в среднем в два раза степень восстановления нефтепроницаемости составила 24,8%, т.е. в 1,24 раза выше, чем у высокопроницаемых образцов.

Стабилизация нефтепроницаемости при начальной водонасыщенности образцов наступает при прокачке через образцы от 2 до 15 эффективных поровых объемов нефти. Таким образом, при планировании аналогичных экспериментов для определения нефтепроницаемости при начальной водонасыщености можно ограничиться фильтрацией 15 эффективных поровых объемов нефти независимо от проницаемости исследуемых образцов.

Почти на половине исследуемых образцов наблюдается затухание фильтрации нефти при начальной водонасыщенности. Лишь в одном случае затухание наблюдается в образце высокой проницаемости (обр. 25 скв. №23909) . В остальных семи случаях это происходит в образцах средней и низкой проницаемости.

Стабилизация нефтепроницаемости после обработки фильтратами буровых растворов наступала при прокачке от двух до двадцати пяти эффективных поровых объемов нефти. При повторной прокачке для стабилизации нефтепроницаемости большие объемы потребовались при работе с первой группой образцов (фильтрат №1 - с добавлением несшитого ПАА). Здесь максимальная прокачка составила 25 эффективных поровых объемов, в то время как во второй и третьей группе она не превышала 17 и 16. Данный факт объясняется тем, что нестабилизированный (несшитый) ПАА

представляет из себя водо-полимерную фазу и способен в значительной степени вытесняться из породы при прокачке большого объема вытесняющей ее нефти, в отличие от стабилизированного (сшитого) ПАА, который образует дисперсную фазу и кольматирует поровое пространство.

Для более наглядного сравнения воздействия фильтратов на проницаемость пород, то есть на степень восстановления нефтепроницаемости, были построены зависимости степени восстановления нефтепроницаемости как от нефтепроницаемости при начальной водонасыщенности (рис. 2.1), так и от увеличения водонасыщенности после обработки фильтратами относительно начальной (рис. 2.2).

Анализируя данные таблицы 2.1 и рисунков 2.1 и 2.2, можно констатировать, что после обработки фильтратом бурового раствора происходит снижение нефтепроницаемости. Наименьшим оно оказывается в образцах с низкой проницаемостью по воздуху или нефтепроницаемостью при начальной водонасыщенности. Связано это с тем, что в образцах низкой проницаемости относительное увеличение водонасыщенности после обработки фильтратами меньше, чем в образцах высокой и средней проницаемости. При этом конечная фильтратонасыщенность не зависит от фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород и колеблется в довольно узком диапазоне от 25 до 35% от порового объема.

Данный механизм существенно отличается от механизма взаимодействия фильтрата глинистого бурового раствора с породой, при котором кольматация порового пространства происходит в результате проникновения глинистых дисперсных частиц в породу. Поэтому в случае фильтрата глинистого раствора степень восстановления нефтепроницаемости возрастает с улучшением ФЕС породы, а для низкопроницаемых пород снижение нефтепроницаемости в большей степени необратимо. Эти результаты для фильтрата глинистого раствора были получены в лаборатории петрофизики ТатНИПИнефть.

нефгелроницаемость при начальном водонасыщенности,Ю'эмкм2

• фильтрат №1 ■ фильтрат №2 д фильтратЫаЗ

Рис. 2.1 Зависимости степени восстановления нефтепроницаемости после обработки филырагами буровых растворов от нефтепроницаемости при начальной водонассыщенности

—0,4050 _

2 3 4 5 6 7

отношение водонасыщенности до и после обработки фильтратом

♦ фильтрат№1

■ фильтрат№2

Рис.2.2 )авпсимос1 и степени восстановления нефтепроницаемости от соотношения водонасыщенности до и после обработки фильтратами буровых растворов

Из полученных результатов следует, что наименьшими кольматирующими свойствами из трех испытанных растворов с добавками полимеров обладает раствор полиакриламида без сшивки (фильтрат №1).

Сшивка (стабилизация) ПАА изменяет механизм кольматации с водо-полимерного на полимерно-дисперсный и увеличивает величину кольматации. Кольматирующие свойства фильтратов №2 (полиакриламид со сшивкой) и №3 (на основе крахмала) оказались примерно одинаковыми (при скорости фильтрации нефти 1 м/сут).

На рисунке 2.3 приведены зависимости нефтепроницаемости от остаточной водонасыщенности для каждого типа фильтрата бурового раствора. К каждой кривой были проведены касательные линии и в точке пересечения, разделяющей кривую на две составляющие, проведена линия параллельно оси ординат. Левая ветвь кривой характеризует изменение нефтепроницаемости при небольших значениях остаточной водонасыщенности, а правая ветвь - при высоких значениях водонасыщенности. Вертикальная линия, проведенная через точку пересечения касательных линий, разделяет поле рисунка на две области. Первая область (на рисунке показана штрихом) является допустимой областью применения растворов на водной основе, где проницаемость снижается в 2-3 раза и вторая область, где проницаемость снижается в 6-20 раз, является областью неэффективного применения буровых растворов на водной основе без применения дополнительных мероприятий по предупреждению глубокого проникновения фильтрата бурового раствора в призабойную зону пласта (защитный экран, перекрыватели и т.д.).

Третий раздел посвящен разработке техники и технологии формирования защитного экрана в интервале продуктивного пласта до спуска и цементирования эксплуатационной колонны, а также разработке рецептуры тампонажного состава для формирования защитного экрана.

-фильтрат №1

5 10 15 20 25 30 35 Всдонасыщенностъ, %

■ фильтрат №2

10 15 20 25 30 35 Водонасыщенносгь, %

- фильтрат №3|

10 15 20 25 Вцдонвсыщенностъ, %

Рис. 2.3 Результаты исследования области эффективного применения буровых растворов на водной основе

С целью создания надежной и непроницаемой оболочки в интервале продуктивного пласта, защищающего его от загрязняющего действия цементного раствора под высоким давлением при креплении скважин, и использования более доступных материалов, предлагается два новых способа защиты нефтесодержащих пластов.

Первый способ с помощью кассетного перекрывателя в предварительно расширенном интервале продуктивного интервала до спуска и цементирования эксплуатационной колонны.

Кассетный перекрыватепь представляет собой свернутый в рулон металлический лист, подпружиненный пластинчатыми пружинами. За счет упругой деформации пластинчатых пружин в предварительно расширенном интервале пласта обеспечивается плотное прилегание металлического листа к стенкам скважины по всему его периметру. В качестве металлического листа используют листовое железо из стали марки 3, а пластинчатую пружину изготавливают из пружинной стали, например, марки 60С2 или 65Г.

Второй способ с помощью тампонажных материалов с химически-активными композициями (тампонажный защитный экран).

Тампонажный защитный экран формируется в предварительно расширенном интервале ствола скважины и представляет собой низкопроницаемую оболочку толщиной 0,9-*-1,0 см, позволяющую предотвратить проникновение в призабойную зону пласта (ПЗП) твердой и жидкой фаз при цементировании эксплуатационной колонны. Экран формируется при незначительных гидравлических нагрузках на ПЗП в пределе 0,5-И ,0 МПа. Создание тампонажного экрана в интервале продуктивного пласта производится обычным способом установки цементных мостов. Наличие данного экрана позволит также существенно снизить гидравлическую нагрузку на призабойную зону пласта при дальнейшем углублении ствола скважины и цементировании колонны. Сформированный защитный экран легко растворяется на стадии освоения кислотой.

Однако при создании такого экрана необходимо было учитывать основные требования, предъявляемые к ним, это: низкие фильтрационные характеристики, достаточно высокая прочность, возможность их легкого раскольматирования.

С учетом этих требований были проведены экспериментальные исследования по подбору компонентного состава тампонажных смесей и разработке рецептур защитного экрана. В результате проведенных исследований были выбраны следующие композиции: тампонажный цемент, ускорители сроков схватывания, химически-активные компоненты. В качестве химически-активных наполнителей были использованы доломитовый утяжелитель, мел, гранулированная поваренная соль. Механическая прочность тампонажных составов определялась по стандартной методике для цементов (ГОСТ 1581-96) на изгиб и сжатие. Фильтрационные характеристики определялись на приборе ВМ-6 для буровых растворов. При этом в фильтрационной камере формировали защитный экран толщиной в 1 см, остальную часть камеры заполняли водой и оставляли в покое для отверждения. Параллельно заливали формы для контроля сроков схватывания и прочностных характеристик. После окончания затвердевания тампонажного состава проводилась оценка фильтрационных свойств по воде при перепаде давления в 0,1 МПа с последующей заменой воды на соляную кислоту 17-20% концентрации. Образцы выдерживались под кислотой в течение 30 минут, затем повторно определялась фильтрация по воде.

Таким образом, на основании проведенных лабораторных исследований, были разработаны рецептуры тампонажных смесей с химически-активными добавками, которые по прочностным свойствам соответствуют требованиям государственного стандарта (ГОСТ 1581-96) для облегченных цементов (0,7 МПа на изгиб), а после кислотного воздействия обладают высокими фильтрационными показателями, что дает основание рекомендовать их для использования при формировании защитных экранов в продуктивных интервалах нефтяных скважин.

В четвертом разделе приведены результаты опытно-промышленных работ и технико-экономическая оценка разработанных мероприятий.

С целью выявления определенной зависимости влияния типа бурового раствора на добывные показатели скважин Дачного месторождения при вскрытии продуктивного интервала башкирского яруса были проведены испытания полимерного и полимер-мелового бурового раствора.

С учетом геологической особенности Дачного месторождения был проведен многофакторный анализ влияния типа бурового раствора, применяемого при вскрытии башкирского яруса, на коллекторские свойства пласта. Проанализированы результаты по 24 скважинам месторождения, находящихся в пределах одной залежи.

При вскрытии продуктивного интервала башкирского яруса применялись следующие типы бурового раствора: полимерный буровой раствор (ПР) - 12 скважин, полимер-меловой буровой раствор (ПМР) - 7 скважин, глинистый раствор (ГР) - 3 скважины, естественная водная суспензия (ЕВС) - 2 скважины.

В результате анализа было выявлено, что наибольший удельный дебит нефти оказался у скважин, пробуренных на полимер-меловом буровом растворе (0,5 т/сут*м), остальные скважины распределились в следующем порядке: пробуренные на полимерных буровых растворах - 0,4 т/сут*м, на ЕВС и на глинистом растворе - 0,25 и 0,22 т/сут*м, соответственно.

Преимущество полимер-мелового раствора перед полимерным для бурения в карбонатных отложениях заключается в наличии у ПМР химически-активной твердой фазы, которая создает искусственный защитный экран и снижает степень отрицательного воздействия бурового и цементного растворов. На стадии освоения защитный экран удаляется кислотным составом.

На основании проведенного анализа лабораторных исследований и промыслового опыта были определены области эффективного использования полимер-меловых и полимерных буровых растворов. Был оптимизирован их

состав с целью обеспечения высокого качества вскрытия в условиях низкопродуктивных месторождений ОАО "Татнефть".

Испытания технологии формирования защитного экрана в интервале продуктивного пласта были проведены на скважинах № 3656 и 3668 Дачного месторождения. Технология включала в себя искусственную кольматацию призабойной зоны верейского горизонта тампонажной смесью до спуска и цементирования эксплуатационной колонны.

Скважина № 3656 введена в эксплуатацию 4.08.02г. с начальным дебитом 5,5 т/сут нефти, скважина № 3668 введена в эксплуатацию 22.08.02г. с дебитом 3,7 т/сут. Средний дебит по двум скважинам составил 4,6 т/сут.

Базовый дебит по верейскому объекту при стандартном вскрытии пластов составляет 3,5 т/сут.

Эффективность от внедрения технологии установки защитных экранов на Дачном месторождении составила: +1,1 т/сут дополнительной добычи нефти на одну скважину. Учитывая, что работы проводились в скважинах с низкими дебитами, результативность применения способа считается высокой.

Промышленные испытания кассетного перекрывателя проведены на скважине 3574 Дачного месторождения для защиты башкирского горизонта от загрязнения призабойной зоны цементным раствором при цементировании эксплуатационной колонны.

По данным геофизических исследований определили наиболее нефтенасыщенный интервал (К„=79,1%) башкирского горизонта (991,5-995,6м). Затем провели подготовку ствола скважины для установки перекрывателя, для этого в интервале 987-996м увеличили диаметр ствола скважины с 215,9 до 232мм с помощью расширителя конструкции ТатНИПинефть. Произвели контрольное измерение расширенного интервала с помощью кавернометрии.

Затем на бурильных трубах спустили перекрыватель в расширенный интервал и произвели его установку. Кассетный перекрыватель длиной 4 метра установлен в интервале 991,5-995,5м.

Произвели подъем бурильной колонны и приступили к спуску эксплуатационной колонны и ее цементированию. Цементирование произвели в одну ступень с подъемом цементного раствора до устья.

Скважина введена в эксплуатацию в июле 2003 года в эксплуатацию с дебитом 4 мэ/сут безводной нефти.

Для оценки эффективности предложенной технологии проведен сравнительный анализ показателей емкостных и добывных характеристик башкирского горизонта по соседней скважине 3575, пробуренной в одном кусте и введенной в эксплуатацию в одно и то же время.

Анализ показал, что среднесуточный и удельный дебиты существенно отличаются (в 2 раза) по скважине 3574 в сравнении с аналогичными показателями по скважине 3575, хотя коллекторские характеристики в скважине 3575 превышают аналоги по скважине 3574. Так, эффективная толщина превышает в 1,7 раза, глинистость в 4 раза, пористость в 1,02 раза, проницаемость в 1,14 раза при сравнительно небольшом увеличении нефтенасыщенности (79,1 против 78,5).

Таким образом защита призабойной зоны продуктивного интервала от загрязнения его цементным раствором при цементировании эксплуатационных колонн является эффективным мероприятием для повышения добывных показателей скважин при разработке низкопродуктивных пластов.

Экономический эффект от использования новых технологий составил:

- применение полимерных буровых растворов при вскрытии продуктивных пластов - 242,5 тыс.руб. на одну скважину.

- формирование тампонажного защитного экрана в интервале продуктивного пласта - 76,6 тыс.руб. на одну скважину.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основании анализа и обобщения теоретических представлений, экспериментальных исследований и промысловых результатов о влиянии

буровых и тампонажных растворов на фильтрационные характеристики пород продуктивной толщи призабойной зоны пласта установлены основные факторы, определяющие степень восстановления нефтепроницаемости после воздействия на породы водных фильтратов полимерных растворов.

2. Установлено, что для стабилизации значений нефтепроницаемости при начальной водонасыщенности достаточно профильтровать 15 эффективных поровых объемов нефти независимо от проницаемости исследуемых пород-коллекторов. Для гарантированной стабилизации значений нефтепроницаемости после обработки кернов фильтратами (независимо от проницаемости) требуется профильтровать на скорости 1 м/сут не менее 25 эффективных поровых объемов нефти.

3. Установлена степень кольматации призабойной зоны пласта высокой, средней и низкой проницаемости фильтратами различных составов и свойств полимерных буровых растворов. Наименьшей степенью кольматации обладает раствор с полиакриламидом без сшивки (№ 1) по сравнению с растворами со сшитым полиакриламидом (№ 2) и крахмалом (№ 3).

4. Разработана технология формирования надежной и непроницаемой оболочки в интервале продуктивного пласта путем установки герметизирующей оболочки из цементного камня с химически-активными добавками в предварительно расширенном интервале ствола скважины, защищающей ПЗП от загрязняющего воздействия бурового и цементного раствора при дальнейшем углублении скважины и креплении эксплуатационной колонны.

5. Разработан кассетный перекрыватель, теоретическими и экспериментальными исследованиями определены его геометрические параметры в сочетании с плоскими пружинами, обеспечивающие герметичность и устойчивость перекрывателя к гидромеханическим нагрузкам, возникающим в процессе строительства скважин.

6. Определены области эффективного использования полимер-меловых и полимерных буровых растворов в условиях месторождений ОАО "Татнефть" — низкопродуктивные пласты с проницаемостью менее 0,3 мкм2.

7. Установлен численный критерий оценки качества вскрытия низкопродуктивных пластов с применением полимерных буровых растворов -величина дебита нефти на метр толщины пласта. Показано, что при качественном вскрытии низкопродуктивных пластов величина дебита нефти на метр толщины пласта для полимерных и полимер-меловых растворов составляет 0,4 и 0,5 м3/сут*м, соответственно.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Билялов Н.Г., Сидоров JI.C., Хузин P.P. и др. Результаты опытно-промышленных работ по использованию безглинистых растворов для вскрытия горизонтов с трудноизвлекаемыми запасами нефти // Нефтяное хозяйство. -2000.-№ 12. С. 45.

2. Хузин P.P., Каримов М.Ф., Рылов Н.И. и др. Опыт использования полимерных буровых растворов при заканчивании скважин на месторождениях Татарстана // Всероссийская научно-практическая конференция: "Разработка, производство и применение химреагентов для нефтяной и газовой промышленности". - М. - 2002. - С. 267.

3. Хузин P.P. Технология заканчивания скважин на "Дачном" месторождении // Бурение и нефть. - 2003. - № 1. - С. 37-40.

4. Рылов Н.И., Хузин P.P., Тахаутдинов Р.Ш. и др. Способ заканчивания скважин // Решение о выдачи патента на изобретение от 6.10.2003г. по заявке № 2002110604/03(011049) от 19.04.2002г.

5. Хузин P.P., Мусин K.M., Львова И.В. Лабораторное моделирование на кернах с целью оценки влияния на фильтрационные свойства пласта, применяемых при первичном вскрытии полимерных буровых растворов // Сборник трудов НИИНЕФТЕОТДАЧА. Академия наук Республики

Башкортостан. Издательство "Монография". - Уфа. - Выпуск № 4. - 2003. - С. 153-159.

6. Хузин P.P., Львова И.В., Бердников A.B. Разработка технических средств и тампонажных составов для защиты интервала продуктивных пород от загрязнения цементным раствором при креплении скважин // НТЖ «Интервал». - 2003. - № 11. - С. 74-78.

Соискатель

P.P. Хузин

Отпечатано в секторе оперативной полиграфии института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» Подписано в печать 17.11.2003 г. Заказ № 11 /230 Тираж 100 экз.

»20 949

2ОО~5 -

2.0

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Хузин, Ринат Раисович

ВВЕДЕНИЕ.

1. ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ СТРОИТЕЛЬ> СТВА СКВАЖИН И АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ПРОБЛЕМЫ ИХ ; ЗАКАНЧИВАНИЯ НА СОВРЕМЕННОЙ СТАДИИ РАЗРАБОТ

Y КИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТАТАРСТАНА.

1.1 Геологическая характеристика месторождения.

1.2 Анализ состояния проблемы заканчивалия скважин.

1.3 Методы снижения отрицательного воздействия цементных растворов на коллекторские свойства продуктивных пластов.

2. ЛАБОРАТОРНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ НА КЕРНАХ С ЦЕЛЬЮ ОЦЕНКИ ВЛИЯНИЯ НА ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА ПЛАСТА ПРИМЕНЯЕМЫХ ПРИ ПЕРВИЧНОМ ВСКРЫТИИ ПОЛИМЕРНЫХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ.

2.1 Характеристика образцов пород-коллекторов и технологических жидкостей, использованных в экспериментальных исследованиях.

2.2 Методика проведения экспериментальных исследований.

2.3 Оценка влияния на фильтрационные свойства пласта применяемых при первичном вскрытии полимерных буровых растворов.

2.3.1 Результаты лабораторного моделирования на кернах и анализ влияния на нефтепроницаемость бурового раствора на водной , основе с добавлением полиакриламида без сшивки. f 2.3.2 Результаты лабораторного моделирования на кернах и анализ влияния на нефтепроницаемость бурового раствора на водной С основе с добавлением сшитого полиакриламида.

2.3.3 Результаты лабораторного моделирования на кернах и анализ влияния на нефтепроницаемость бурового раствора на водной основе с добавлением полисахаридов (крахмала).

3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЩИТНОГО ЭКРАНА В ИНТЕРВАЛЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА.

3.1 Разработка защитного экрана с применением тампонажных материалов.

3.1.1 Подбор компонентного состава и разработка рецептуры смеси для получения защитного экрана.

3.1.2 Разработка технологии формирования защитного экрана с применением тампонажной смеси.

3.2 Разработка технологии и технических средств для защиты продуктивного интервала от воздействия цементного и бурового раствора.

3.2.1 Разработка технологии защиты продуктивных пластов от загрязнений при строительстве скважин.

3.2.2 Расчет усилия прижатия обечайки кассетного перекрывателя к стенке скважины..

4. РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫХ РАБОТ И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА РАЗРАБОТАННЫХ МЕРОПРИЯТИЙ.

4.1 Анализ эффективности применения различных типов буровых растворов при вскрытии башкирского яруса на Дачном месторождении.

4.2 Опытно-промышленные работы по формированию защитного экрана в интервале продуктивных пород.

4.3 Промышленные испытания перекрывателя кассетного гидравлического - ПКГ-2/215,9..

4.4 Экономическая оценка разработанных мероприятий.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Технология заканчивания скважин с формированием защитных экранов в продуктивных пластах"

Для современного этапа разработки крупных нефтяных месторождений нефтедобывающей отрасли характерна устойчивая тенденция снижения дебитов новых скважин, рост обводняющейся продукции, увеличение объемов бурения на малопродуктивные, неоднородные карбонатные коллектора среднего и нижнего карбона. При этом дебеты скважин, выходящих из бурения, законченных с применением традиционных буровых растворов при вскрытии продуктивных пластов и технологии их разобщения с подъемом цемента до устья, зачастую оказываются нерентабельными или находятся на пределе рентабельности.

Проблема сохранения естественной проницаемости горных пород, слагающих призабойную зону, при первичном вскрытии продуктивных отложений карбонатного и терригенного типа в одной скважине является весьма сложной и трудоемкой задачей.

При строительстве скважин происходит существенное нарушение равновесного состояния околоскважинного пространства под воздействием буровых и тампонажных растворов, приводящее к физической закупорке поровых и трещинных каналов твердой фазой, проникновению фильтратов, развитию процессов инверсии смачиваемости нефтепроводящих путей, значительно снижающие их естественную фазовую проницаемость по нефти.

Разобщение пластов, особенно когда его проводят в один этап с подъемом цемента до устья, приводит к раскрытию микротрещин в призабоной зоне пласта и их цементированию.

От того, на сколько качественно выполнены этапы первичного вскрытия и разобщения продуктивных пластов во многом определяется продуктивность скважины, особенно для месторождений с небольшими балансовыми и трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Наименее изученным до настоящего времени оставался вопрос создания единой концепции заканчивания скважин в продуктивных отложениях терригенного и карбонатного типа в одной скважине, охватывающий основные технологические процессы вскрытия и разобщения пластов.

В связи с этим, особо актуальное значение приобретают вопросы оптимизации и повышения эффективности этапа заканчивания скважин, а также поиск и разработка малозатратных способов защиты продуктивных интервалов от цементного воздействия при цементировании эксплуатационных колонн.

Цель работы. Повышение эффективности и качества заканчивания нефтяных скважин на месторождениях ОАО "Татнефть" и малых нефтяных компаний (МНК) путем разработки и внедрения техники и технологии формирования защитных экранов в продуктивном интервале при строительстве скважин.

Основные задачи работы.

1. Анализ современных теоретических представлений и экспериментальных исследований о влиянии буровых и тампонажных растворов на фильтрационные характеристики пород продуктивной толщи призабойной зоны пласта (ПЗП).

2. Исследование влияния состава и свойств полимерных буровых растворов на качество вскрытия терригенных и карбонатных пластов.

3. Разработка техники и технологии формирования защитных экранов в продуктивных пластах с целью предупреждения загрязнения ПЗП тампонажными растворами при креплении скважин.

4. Разработка составов тампонажных растворов для формирования защитных экранов в интервале продуктивных пластов.

5. Разработка методики оценки влияния составов и свойств защитных экранов на коллекторские свойства ПЗП.

6. Анализ и обобщение результатов применения разработанных технических средств и технологий в условиях Дачного месторождения.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Хузин, Ринат Раисович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основании анализа и обобщения теоретических представлений, экспериментальных исследований и промысловых результатов о влиянии буровых и тампонажных растворов на фильтрационные характеристики пород продуктивной толщи призабойной зоны пласта установлены основные факторы, определяющие степень восстановления нефтепроницаемости после воздействия на породы водных фильтратов полимерных растворов.

2. Установлено, что для стабилизации значений нефтепроницаемости при начальной водонасыщенности достаточно профильтровать 15 эффективных поровых объемов нефти независимо от проницаемости исследуемых пород-коллекторов. Для гарантированной стабилизации значений нефтепроницаемости после обработки кернов фильтратами (независимо от проницаемости) требуется профильтровать на скорости 1 м/сут не менее 25 эффективных поровых объемов нефти.

3. Установлена степень кольматации терригенных образцов пород высокой, средней и низкой проницаемости фильтратами различных составов и свойств полимерных буровых растворов. Наименьшей степенью кольматации обладает раствор с пол и акр ил амидом без сшивки (№ 1) по сравнению с растворами со сшитым полиакриламидом (№ 2) и крахмальным (№ 3).

4. Разработана технология формирования надежной и непроницаемой оболочки в интервале продуктивного пласта путем установки герметизирующей оболочки из цементного камня с химически-активными добавками в предварительно расширенном интервале ствола скважины, защищающей ПЗП от загрязняющего воздействия бурового и цементного раствора при дальнейшем углублении скважины и креплении эксплуатационной колонны.

5. Разработан кассетный перекрыватель, теоретическими и экспериментальными исследованиями определены его геометрические параметры в сочетании с плоскими пружинами, обеспечивающие герметичность и устойчивость перекрывателя к гидромеханическим нагрузкам, возникающим в процессе строительства скважин, ч 6. Определены области эффективного использования полимермеловых и полимерных буровых растворов в условиях месторождений ОАО «Татнефть» - низкопродуктивные пласты с проницаемостью менее 0,3 мкм2.

7. Установлен численный критерий оценки качества вскрытия низкопродуктивных пластов с применением полимерных буровых растворов - величина дебита нефти на метр толщины пласта. Показано, что при качественном вскрытии низкопродуктивных пластов величина дебита нефти на метр толщины пласта для полимерных и полимер-меловых растворов составляет 0,4 и 0,5 м3/сут*м, соответственно.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Хузин, Ринат Раисович, Бугульма

1. Kiota F.A., Krneger R.F., Rye D.S. Effect of performation damage on well productivity. // J.Petrol, Technol. 1974. - XI. - Vol.26. - № 11. - P.p. 13041314.

2. Прусова H.JI. Исследование процесса закупоривания проницаемых пород дисперсной фазой различных буровых растворов и разработка очистительных устройств. // Дисс.: канд. техн. наук. — М.:ВНИИБТ. -1988,- 154 с.

3. Ильясов Е.П. Состояние и пути повышения эффективности заканчивания скважин. // НТЖ. Нефтяное хозяйство. М.: Недра. 1985 № 9, - С. 19-22.

4. Викторин В.Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей. М.: Недра, 1988.

5. Рабинович ПР., Смирнов Н.Т. и др. Оценка качества вскрытия пластов и освоения скважин. // Обзорная информация. Сер. Бурение, вып. 16. М.гВНИИОЭНГ, 1990, С. 40.

6. Дияшев Р.Н., Иктисанов В.А., Залитова К.С. и др. О методах исследований по оценке потенциальной продуктивности скважин. // НТЖ Самара: Интервал, 2002. № 11. С.18-23.

7. Иктисанов В.А. Определение фильтрационных параметров пластов и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений. // М.: ВНИИОЭНГ, 2001209 с.

8. Жиденко Г.Г., Савченко В.В. и др. Влияния качества сооружения, состояния и числа эксплуатационных скважин на газоотдачу продуктивных горизонтов. // ОИ, сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин, вып. 10. М.: ВНИИЭгазпром, 1989,36 с.

9. Обзорная информация. Сер. Бурение, вып. 16. М.:ВНИИОЭНГ, 1981, С. 32-35.

10. Фридлендер Л.Я. Прострелочно-взрывная аппаратура и ее применение в скважинах.- М.: Недра, 1985, 199 с.

11. Замахаев B.C. Переходные процессы при первичном вскрытии и их влияние на освоение скважин. // НТЖ «Бурение» спец. предложение к журналу «Нефть и Капитал». Ноябрь 2001, №2, С. 11-14.

12. Евгеньев А.Е., Турниер В.Н. Фильтрация пены и газа в насыщенной пеной пористой среде. В кн. Гидродинамика и фильтрация однофазных и многофазных потоков.- М.: Недра, 1972, 79-82 с.

13. Рябоконь С.А., Пеньков А.И., Куксов А.К. и др. Комплекс технологий, обеспечивающий высокое качество заканчивания скважин. // НТЖ. Нефтяное хозяйство. М.: Нефтяное хозяйство. 2000. № 2, - С.16-22.

14. Горгоц В.Д. Разработка технологий вскрытия продуктивных пластов сложнопостроенных залежей, обеспечивающих сохранение их фильтрационно-емкостных свойств. Автореферат дис. к.т.н.: 25.00.15. -Тюмень, 2003,24 с.

15. Булатов А.И., Пеньков А.И. и др. Справочник по промывке скважин. // М.: Недра, 1984.

16. Дедусенко ГЛ., Иванников В.И., Липкес М.И. Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы. // М.: Недра, 1985. 160 с.

17. Ботвинкин В.Н. Оптимизация рецептуры ингибирующего ч хлоркалиевого бурового раствора. // НТЖ. Строительство нефтяных игазовых скважин на суше и на море. -М.: ОАО "ВНИИОЭНГ". 2002 №3, -С. 18-24.

18. Зозуля В.П., Студенский М.Н. Разупрочнение стенок скважин в глиносодержащих породах. Казань, "Фэн", 2001.180 с.

19. Ammerer Worman Н., Hashemi Rera Completion Fluids Drilling. 1983. -vol.44-№8.

20. Corlev W.T., Patlon Gohn T. Clear Fluids they are not always not-damaging.// Word Oil. 1984.-XI. - vol. 199. - №6. - pp. 66-69.

21. Михеев В.Л. Технологические свойства буровых растворов. М.: Недра, 1979,239 с.

22. Паус К.Ф. Буровые промывочные жидкости.- М.: Недра, 1967,280 с.

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

24. Межлумов А.О. Использование аэрированных жидкостей при проводке скважин. М.: Недра, 1976, с.34.

25. Новые технологии: Вскрытие продуктивного пласта на депрессии. // ООО «Лукойл-Бурение», 2000.

26. Мазур В.П., Белей И.В., Карлов Р.Г. и др. О влиянии технологии вскрытия продуктивных пластов бурением на их эксплуатационные качества. // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -М.: ВНИИОЭНГ. 1993 № 9-10, С. 1-7.

27. Мазур В.П., Межлумов А.О. и др. Вскрытие нефтеносных горизонтов с очисткой забоя воздухом. // Бурение: реф. научн.-техн. сб. М.:ВНИИОЭНГ, 1996 №8, С. 13-15.

28. Kruger R.F. An overviene of formation demage and well productivity in oilfield operations.// Journal of Petroleum Technology.- 1986, V.38, № 2, p. 131-152.

29. King G.E., Anderson A.R., Bigham M.D. A Field stady of anderbalance pressures nessary to obtain clean peforations using tubingconveyed perforating.// Journal of Petroleum Technology.- 1986, V.38, № 7, p. 662664.

30. Яковенко В.И., Шурыгин M.H. Экспериментальная оценка влияния процесса цементирования на их относительную продуктивность. И НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -М.: ОАО "ВНИИОЭНГ". 1999 № 7-8, С.-44-46.

31. Агаджанов Р.С. Влияние глинистого раствора и конструкции забоев на продуктивность газовых скважин. // НТС. Газовое дело. — М.: ВНИИОЭНГ. 1969 №10, С.7-9.

32. Следков В.В., Татауров В.Г. Снижение отрицательного воздействия тампонажных растворов на коллекторские свойства продуктивных пластов. // НТЖ. Вестник ассоциации буровых подрядчиков. 2001 №4,-С. 34-38.

33. Лебедев OA., Саркисов Н.М., Александров В.Б., Жетлухин Ю.Л. Влияние конструкции забоя на добывные характеристики скважин в трещинном коллекторе. // НТЖ. Нефтяное хозяйство. М.: Недра. 1984 № 12, - С.42-44.

34. Качалов О.Б., Медведев Н.Я.,. Бабец М.Л и др. Влияние давления при цементировании на продуктивность скважин в условиях Западной Сибири. // НТЖ. Техника и технология бурения скважин. Отечественный опыт. 1988 №2, - С. 15-17.

35. Нижник А.Е., Куксов А.К., Лебедев О.А. и др. К вопросу о влиянии процесса цементирования на продуктивность скважин. // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ОАО "ВНИИОЭНГ". 2001 № 5-6, - С. 27-29.

36. Рахимкулов Р.Ш., Афридонов И.Ф., Асфандияров Р.Т. и др. Крепление скважин эксплуатационными колоннами без цементирования нефтеносной части пластов. // НТЖ. Нефтяное хозяйство. М.: АО "Нефтяное хозяйство". 1996 № 6, - С. 10-13.

37. Рахимкулов Р.Ш., Галлямов И.М. Воздействие на призабойную зону пластов на поздней стадии разработки месторождений // НТЖ. Нефтяное хозяйство. М.: Недра. 1986 № 7, - С.38-41.

38. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. -М.:Недра, 1990. 409 с.

39. Янкевич В.Ф., Кабанов С.И. и др. Применение облегченных тампонажных растворов для цементирования продуктивных пластов. // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -М.: "ВНИИОЭНГ". 2002 №7-8, С. 40-43.

40. Орешкин Д.В., Первушин Г.Н., Беляев К.В. Облегченные тампонажные материалы. // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: "ВНИИОЭНГ". 2002 №11, - С. 21-23.

41. Бабаян Э.В., Крылов В.И., Сидоров Н.А Современные технико-экономические особенности цементирования нефтяных и газовых скважин. // Обзорная информация. Сер. Бурение, вып. 16. М.:ВНИИОЭНГ, 1981, С. 32-35.

42. Мавшотов М.Р., Кузнецов Ю.С., Поляков В.Н. Управляемая кольматация призабойной зоны пластов при бурении и заканчивании скважин. //НТЖ. Нефтяное хозяйство. М.: Недра. 1984 № 6, - С.7-10.

43. Татауров В.Г. Исследование и разработка технико-технологических мероприятий по обеспечению надежности разобщения проницаемыхч пластов (на примере Пермского Прикамья). Автореферат дис. к.т.н.:0515.10. Тюмень, 1997,29 с.

44. Гаршина О.В. Разработка и исследование рецептур безглинистых буровых растворов на основе полисахаридов для вскрытия продуктивных пластов (на примере Пермского Прикамья). Автореферат дис. к.т.н.: 05.15.10 Тюмень, 1997,26 с,

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

46. Поляков В.Н., Мавлютов М.Р. Технология вскрытия продуктивных отложений с кольматацией ствола струями глинистого раствора. // Тезисы докл. Всесоюзной конф. "Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин". Ивано-Франковск, 1982. - С.72-73.

47. Асфандияров Р.Т., Клявин Р.М. Метод струйной обработки стенок при бурении и заканчивании скважин. // Сб. науч. тр. /БашНИПИнефть. -Уфа, 1987. Вып. 76,146 с.

48. А.С. №1732715, кл. Е21В 21/00, 1987. Способ кольматации стенок . скважины. // Шамов Н.А., Кузнецов Ю.С., Муфазалов Р.Ш.

49. Кузнецов Ю.С., Овчинников В.П., Катков А.П. Вибрационнаятехнология вскрытия продуктивных горизонтов нефтяных скважин. // Тезисы докл. второй Всесоюзной конф. "Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин". Ивано-Франковск, 1988. - С.36-37.

50. Кузнецов Р.Ю. Исследование и разработка технологии заканчивания скважин многопластовых залежей открытым забоем. Автореферат дис. к.т.н.: 25.00.15. Тюмень, 2002,27 с.J

51. Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - С. 20-31. - (Обзор. Информ. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин. Зарубежный опыт; Вып. 1).

52. Буровые растворы для горизонтальных скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - С. 23-32. - (Обзор. Информ. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин. Зарубежный опыт; Вып. 8-9).

53. Сборник инструкций, регламентов и РД по технологии крепления скважин на месторождениях АО "Татнефть". РД 39-0147585-201-00. Бугульма, 2000. 155 с.

54. Патент № 1750281, кл. Е21В 21/00. Устройство для кольматации стенки скважины в процессе бурения. // Катеев И.С. и др.

55. А.С. № 911015, кл. Е21В 33/13. Способ заканчивания скважин. // Абдрахманов Г.С. и др.

56. Габдуллин Р.Г., Ишкаев Р.К. Новые способы вторичного вскрытия пластов и конструкций забоев скважин. Тюмень, "Вектор Бук". 1998, 212 с.

57. Рахимкулов Р.Ш., Шахмаев З.М., Афридонов Р.Т. Технология крепления эксплуатационных колонн, исключающая проникновение тампонажного раствора в продуктивный пласт. Тр. БашНИПИнефть, вып. 82, 1990. С. 35-42.

58. Рахимкулов Р.Ш., Афридонов Р.Т., Латыпов Р.А. и др. Крепление эксплуатационных колонн с применением новых технических средств и технологий. // НТЖ. Нефтяное хозяйство. М.: АО "Нефтяное хозяйство". 1996 № 2, - С.59-63.

59. Хузин Р.Р., Мусин К.М., Львова И.В. Лабораторное моделирование на кернах с целью оценки влияния на фильтрационные свойства пласта, применяемых при первичном вскрытии полимерных буровых растворов // Сборник трудов ГУУП НИИНЕФТЕОТДАЧА. Академия наук

60. Республики Башкортостан. Выпуск № 4, 2003 г. Издательство1. Монография".

61. Билялов Н.Г., Сидоров Л.С., Хузин Р.Р. и др. Результаты опытно-промышленных работ по использованию безглинистых растворов для вскрытия горизонтов с трудноизвлекаемыми запасами нефти // Ежемесячный НТ и ПЖ. Москва: Нефтяное хозяйство, 2000. № 12. С. 45.

62. Сборник инструкций, РД и регламентов по технологии вскрытия продуктивных горизонтов терригенных и карбонатных отложений на месторождениях АО «Татнефть». РД 39-0147585-200-00. // Бугульма, ТатНИПИнефть, 1999.

63. Регламент на заканчивание скважин строительством. РД 39-0147585232.01. // Бугульма, ТатНИПИнефть, 2001.

64. Муслимов Р.Х. и др. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения, том 1 //М.: Недра, 1995.

65. Хисамов Р.С. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений. // Казань. 1996. 188 с.

66. Рылов Н.И., Хузин P.P. Способ заканчивания строительства скважины // Заявление № 2002121171/03(022275) от 5.08.2002г.

67. Рылов Н.И., Хузин Р.Р., Тахаутдинов Р.Ш. и др. Способ заканчивания скважин // Решение о выдачи патента на изобретение от 6.10.2003г. по заявке № 2002110604/03(011049) от 19.04.2002г.

68. Хузин Р.Р., Львова И.В., Бердников А.В. Разработка технических средств и тампонажных составов для защиты интервала продуктивных пород от загрязнения цементным раствором при креплении скважин // НТЖ- Самара: Интервал, 2003. № 11. С. 74-78.

69. Патент РФ №2061837, Ми. E21B33/13, 1996г. Способ заканчивания скважины. // Рылов Н.И. и др.

70. А.С. №578433, МкдШШЗЗЛЗ, 1977г. Устройство для селективной изоляции участков ствола скважины. // Зубов Ю.В. и др.

71. Хузин P.P. Технология заканчивания скважин на "Дачном" месторождении // Ежемесячный специализированный журнал. -Москва: Бурение и нефть, 2003. № 1. С. 37-40.

72. РД 39-01/06-000-89. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического процесса в нефтяной промышленности. // М.: ВНИИОЭНГ, 211с.