автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Новые системы буровых растворов для повышения эффективности строительства и заканчивания горизонтальных скважин в низкопроницаемых коллекторах

^ # А, #

^ ^ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО 44 НПО "БУРЕНИЕ"

(ОАО НПО "БУРЕНИЕ")

На правах рукописи

ОСТРЯГИН Анатолий Иванович

УДК 622.244.442 : 622.24

НОВЫЕ СИСТЕМЫ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА И ЗАКАНЧИВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

Специальность 05.15.10 - Бурение скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических паук

Краснодар 1998 г.

Работа выполнена в открытом акционерном обществе НПО "Бурение" Научные руководители :

Доктор технических наук, профессор Пеньков А.И. Кандидат технических наук, с.н.с. Андресон Б.А. Официальные оппоненты:

Доктор технических наук, профессор Рябченко В.И. Кандидат технических наук Миненков В.М.

Ведущее предприятие ОАО "Роснефть - Пурнефтегаз"

Защита состоится 23 и/О/У^ 1998 г. в часов на заседании специализированного совета Д 104.04.01 при ОАО НПО "Бурение" по адресу: 350063, ^Краснодар, ул.Мира ,34

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПО "Бурение"

Автореферат разослан /& ^_1998 г.

Ученый секретарь специализированного совета,

кандидат технических наук —. Л.И.Рябова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. За последнее десятилетие ситуация с нефтедобычей в России коренным образом изменилась. Крупные месторождения, большей частью, выработаны, а новые структуры представлены в основном месторождениями с мало-дебитными, низкопроницаемыми коллекторами. Во многих случаях извлечение нефти без применения новых технологий становится весьма проблематичным. Наиболее перспективными, в этом случае, считаются технологии основанные на горизонтальном бурении.

Это направление за последние годы развивается столь бурно, что (по некоторым прогнозам) уже к 2000 году число пробуренных горизонтальных скважин будет составлять 30-50 % от числа всех скважин, пробуренных на суше. Эти прогнозы подтверждаются динамикой числа объектов в России, где с 1990 года число их ежегодно удваивается, в связи с чем проблемы повышения качества строительства горизонтальных скважин, методов их заканчивания, поддержания оптимальной продуктивности во времени становятся все более актуальными.

Многие осложнения, возникающие при бурении сильно искривленных скважин, так или иначе связаны с применяемым буровым раствором. Плохая очистка скважины, избыточный крутящий момент, сопротивление расхаживанию бурильной колонны, зашламление ствола, прихваты бурильного инструмента, нарушение устойчивости стенок скважин, потеря циркуляции, кольматация приствольной зоны, осложнения при спуске каротажных снарядов и другие проблемы, как правило, являются следствием несоответствия бурового раствора условиям бурения.

Ни одна система бурового раствора не является идеальной для сильно искривленных и горизонтальных скважин, но во всех случаях очевидно, что промывочная жидкость должна обеспечивать эффективное удаление шлама, высокие смазочные

характеристики, устойчивость стенок скважин, особенно сложенных глинистыми породами, и максимально возможную сохранность проницаемости коллектора. В то же время, раствор должен быть, по возможности, легко модифицируемым, технологичным в управлении и экономически доступным.

Таким образом, совершенствование и разработка новых буровых растворов, в полной мере отвечающей жестким требованиям горизонтального бурения является одной из актуальных задач сегодняшнего дня.

Целью работы является разработка новой системы буровых растворов для повышения эффективности строительства и заканчивания горизонтальных скважин в низкопродуктивных коллекторах.

Основные задачи исследований.

1. Обосновать требования к буровым растворам для бурения горизонтальных скважин, адаптировать их к условиям месторождений Крайнего Севера и Преду-ралья.

2. Выбрать рецептуру раствора, отвечающего требованиям оптимальной транспортировки шлама на поверхность.

3. Изучить смазочные свойства ряда природных веществ и их производных и на основании проведенных исследований определить пути улучшения смазочных свойств раствора.

4. Оптимизировать рецептуры разработанных растворов на основании адаптированных требований и проведенных исследований.

5. Внедрить в производство разработанные буровые растворы.

6. Определить влияние разработки на технико-экономические показатели бурения и вскрытия горизонтальных скважин.

Научная новизна. Установлена принципиальная возможность получения "мицеллярно-глинистых" растворов, обладающих за счет гидрофобных взаимодей-

ствий, усиливаемых водорастворимыми полиэтиленгликолями, устойчивыми псевдопластичными свойствами в широком диапазоне условий.

Научно-обоснованы подходы к повышению смазочных свойств, разработанных систем буровых растворов

Практическая ценность. Разработан методический подход к обоснованию требований к свойствам буровых растворов, обеспечивающих оптимальную промывку горизонтальных скважин с учетом максимальной сохранности коллекторских свойств вскрываемого горизонта.

Разработаны составы высокоэффективных экологически безопасных смазочных добавок на основе жирных кислот растительного происхождения.

На основании лабораторных исследований разработана новая система буровых. растворов, отвечающая современным требованиям бурения и вскрытия горизонтальных скважин, не уступающая по эффективности биополимерным растворам.

Разработана и утверждена"Инструкция по приготовлению и применению по-лигликолевого бурового раствора для бурения и заканчивания скважин" .

Реализация работы в промышленности. Разработанные системы буровых растворов использованы прибурении 11 горизонтальных скважин на площадях АНК "Башнефть", а также 2-х скважин на Присклоновом месторождении ОАО "Пур-нефтегаз геология".

Промысловые испытания показали высокую эффективность новых систем растворов, как с точки зрения бурения, так и сохранности коллекторских свойств продуктивных пластов. Разработанные растворы технологичны в применении, легко модифицируются, позволяя регулировать их свойства в достаточно широких пределах с использованием традиционного оборудования.

При снижении заграг времени на приготовление раствора, снижении расхода реагентов, удалось в то же время добиться значительного улучшения технико-экономических показателей бурения и увеличения удельного дебита скважин

Использование разработок в сумме обеспечило экономический эффект 1664,3 тыс.руб.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на межрегиональной научно-технической конференции по проблемам газовой промышленности России (г. Ставрополь 8-12 сентября 1997 года), на заседании Ассоциации буровых подрядчиков 21-24 апреля 1998 г. ( г. Астрахань), на семинаре Ученого Совета ОАО "НПО Бурение" (г.Краснодар, 1998 г.), секции НТС ОАО "Пурнефтегазгеология".

Публикации. По материалам диссертационной работы опубликовано 8 печатных работ, получено положительное решение по заявке на изобретение.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы, содержащего 145 наименований и приложений. Работа изложена на 121 страницах машинописного текста, включает 14 таблиц, 14 рисунков и 4 приложения.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы.

Первая глава посвящена анализу современного состояния и проблем технологии бурения горизонтальных скважин. Отмечено, что новые технологии, основанные на горизонтальном бурении , коренным образом изменили практику и теорию мировой добычи нефти. Дебиты скважин, имеющих горизонтальные окончания большой протяженности, значительно возросли. В результате разредилась сетка скважин, снизились депрессии, значительно увеличилась продолжительность безводной эксплуа-

тации. На некоторых месторождениях запасы нефти, которые ранее считались неиз-влекаемыми, в настоящее время могут вырабатываться в промышленных масштабах, повысилась эффективность многих старых методов воздействия на пласт, значительно улучшилось большинство показателей разработки.

Практические основы бурения горизонтальных скважин заложены в СССР в 30-е годы, однако на сегодняшний день темпы и количество пробуренных горизонтальных скважин п нашей стране относительно невелико. Весьма различается и эффективность горизонтальных скважин. Если за рубежом 80% скважин оправдывают ожидания, по ним увеличиваются дебиты и коэффициенты нефтеизвлечения, то в России 54 % пробуренных горизонтальных скважин не дают положительного результата. Во многом это связано с игнорированием вопросов качественного вскрытия горизонтального участка ствола, приводящее к необратимому загрязнению коллекторов и использованию, в лучшем случае, 50 % их потенциальной продуктивности.

Одна из самых серьезных проблем в сильно искривленных участках ствола- это оседание шлама, идущее за счет эффекта Бойкотта гораздо быстрее, чем в вертикальных.

В сильно искривленных участках ствола шлам образует дюнообразные осадки, создавая дополнительные сложности ориентации профиля скважины и предотвращения прихватов. Увеличение скорости циркуляции, вязкости и прочности геля в пределах ламинарного режима течения, может уменьшить , но не устранить осаждение частиц выбуренной породы. Более того, увеличение скорости потока ведет к эр-розии стенок скважины, что недопустимо в неустойчивых глинистых породах. Учитывая, что горизонтальные скважины часто бурят в пластах с низкими пластовыми давлениями, при больших углах вскрытия вероятность прихвата за счет дифференциального давления возрастает, поскольку приходится повышать плотность для обеспечения устойчивости стенок скважин. Естественно, что в этих условиях требуется

минимизировать фильтрацию и содержание шлама в растворе, тем более, что мелкие частицы твердой фазы нарушают эксплуатационные качества высокопроницаемого продуктивного пласта.

В горизонтальной скважине очень велика сила прижатия бурильной колонны к стенке скважины.Высокий коэффициент трения между стенкой и колонной приводит к значительному увеличению крутящего момента и аксиального трения в горизонтальной скважине по сравнению с вертикальной.Эмпирические промысловые данные позволили выявить влияние смазочной способности промывочной жидкости на изменение сил треиия, однако, лабораторные критерии их оценки консервативны и не отвечают требованиям бурения горизонтальных скважин.

Наиболее приемлемым для сильно искривленных и горизонтальных скважин является раствор на углеводородной основе, который обеспечивает низкое трение и фильтрацию, и высокое качество вскрытия. Однако большая часть скважин,как в России так и за рубежом, успешно была пробурена с использованием глинистых буровых растворов, растворов полимеров, солевых растворов. Накопленный опыт бурения позволяет сформулировать основные требования к промывке горизонтальной скважины это :

- сохранение устойчивости ствола;

- эффективный вынос шлама;

- высокие смазочные свойства;

- сохранение коллекторских свойств пласта.

С увеличением глубины и сложности профиля, существенно ужесточаются требования по промывке горизонтальной скважины и возрастает важность правильного выбора бурового раствора. На основании проведенного анализа литературных источников сформулированы цель и задачи работы.

Во второй главе обоснованы требования к промывочной жидкости для бурения горизонтальных скважин, определившие направления дальнейших экспериментальных исследований. Используя предложенную А.И.Пеньковым и Б.А.Никитиным методику определения показателей свойств бурового раствора для промывки горизонтальных скважин, расчитаны таковые для скважин, бурящихся на площадях ОАО "Пурнефтегазгеология" и АНК "Башнефть".

Так, например, по пробуренной скважине № 1231 Тарко-Салинского месторождения и № 4847 Югомаш-Максимовской площади приведены фактические и требуемые показатели раствора (табл.1).

Таблица 1

Показатели № 1231 №4847

требу- факти требу- факти

емые ческие емые ческие

- пластическая вязкость, мПас 15 12 16 11

- динамическое напряжение сдвига, дПа 323 187 264 85

- статическое напряжение сдвига, через 1 мин, дПа 15 9 14 12

-эфф. вязкость при скорости сдвига 10 с-', мПас 549 360 557 280

- показатель нелинейности 0,4-0,6 0,78 0,5 0,84

- показатель консистентности, Пасп 1,2-4,0 0,91 1,0-2,5 0,5

- фильтрация в забойных условиях, см3 12,0 14,0 10,0 12,0

- фильтрация при комнатной температуре, см3 4,5 5,0 4,5 5,0

- увлажняющая способность, см\час 4,0 5,0 4,0 5,0

- коэффициент восстановления проницаемости

продуктивного пласта, доли 0,98 0,61 0,98 0,56

Сопоставление требуемых и фактически используемых растворов для разных условий показывает, что и в первом и во втором случае промывка горизонтальных скважин не соответствует современным требованиям.

Выбранные скважины отвечают двум наиболее характерным геолого-техническим ситуациям. В одном случае это бурение в достаточно прочных карбонатных коллекторах, где допустимо использование турбулентного режима промывки и в другом - это характерный Западно-Сибирский разрез с сильно заглинизирован-ными, неустойчивыми породами, где интенсификация промывки резко влияет на эр-розию стенок скважины.

Известно, что наиболее эффективной с точки зрения транспортировки шлама, регулируемости смазочных, фильтрационных и поверхностно-активных свойств, требуемых для горизонтального бурения, являются системы на основе природных биополимеров. Главной отличительной особенностью этих систем являются их уникальные реологические характеристики, описываемые уравнением Оствальда де-Ваале. Однако, такие системы весьма чувствительны к избытку глинистой фазы, требуют применения очень дорогих материалов; приготовление их требует значительных временных затрат.

В то же время, известно, что похожей аномальной вязкостью отличаются ми-целлярные растворы мыл некоторых высших жирных кислот при концентрациях, превышающих вторую критическую точку мицеллообразования.

Причины такой аномалии кроются в нарастании анизотропии мицелл с увеличением концентрации жирной кислоты, когда мицелла перестает быть однородно-гидрофильной.В результате гидрофобных взаимодействий в мицеллах возникают коагуляционные центры, что приводит к возникновению пространственной структуры, легко разрушаемой за счет ориентационных эффектов при больших скоростях течения. Такие системы весьма не стабильны к температурной, либо солевой агрессии

и рН среды. Примером "мицеллярно-глинистого" раствора может служить глинистый раствор, обработанный ЛТМ (легкое талловое масло) и ГКЖ-10,11( алкилсили-конат натрия). Этот раствор имеет достаточно высокую структуру, низкую фильтрацию и температурную стабильность, т.е. следует предположить, что глина в этом случае выступает в качестве своеобразного "кросс-агента", увеличивающег о стабильность системы. Однако такая "мицеллярно-глинистая" структура не обладает нужной псевдопластичностью из-за возможного снижения необходимого уровня гидрофобных взаимодействий.

Для усиления эффекта гидрофобных взаимодействий нами проверен ряд многоатомных спиртов, изменяющих, как известно, структуру гидратных слоев воды. Действительно, в случае добавления к "мицеллярно-глинистому" раствору водорастворимых полиэтиленгликолей (ПЭГ), он приобретает свойства псевдопластичного тела.

Объяснение этому, по-видимому, следует искать в изменении структуры гид-ратных оболочек сопряженных глино - И.СОО - мицелл, где встроившийся полиэти-ленгликоль за счет гидрофобных контактов создает лабильную сетку зацеплений, а при возрастании скорости течения ориентационные эффекты такую структуру разрушают.

В исследованном ряду высших жирных кислот растительных масел, наилучшие результаты получены при использовании кислот касторового и таллового масел. В качестве нейтрализующего агента, наиболее эффективными оказались аминоспирты и алкилсиликонаты натрия. На рис.1 показана зависимость показателей "К" и "п" от содержания полиэтиленгликоля. Последний, как видно, является эффективным регулятором псевдопластических свойств бурового раствора такого состава.

С целью оценки влияния различных факторов на свойства новой системы бурового раствора исследованы и определены зависимости реологических показателей

от концентрации глины, природы высшей жирной кислоты, нейтрализующего агента и многоатомного спирта и их концентрационных соотношений. Показано, что даже при очень низких (2,5%) концентрациях глинистой фазы буровой раствор сохраняет вполне приемлемые технологические характеристики.

К, Па с"

К 1 1 у' -

: 1у/ п

3 4 5

О 1 2

Концентрация ПЭГ, %

Рис.1 Зависимость показателей консистенции (К) и нелинейности (п) раствора от содержания полиэтиленгликоля (ПЭГ)

Весьма существенное влияние, как показали наши исследования, оказывает природа нейтрализующего агента высшей жирной кислоты. В ряду №ОН -» триэта-ноламин -» алкилсиликонат натрия заметно явное нарастание псевдопластичных свойств у раствора, что также объясняется гидрофобными взаимодействиями образующихся соединений. Столь же очевидно влияние структурных эффектов па свойства исследуемой системы при сравнении ряда жирных кислот. Так более прямо-

о

цепочные кислоты касторового масла, обеспечивают легче ориентируемую структуру, нежели пространственно изогнутые молекулы кислот льняного масла .

Второе, важнейшее свойство бурового раствора для горизонтального бурения -это его смазочные характеристики. Считается, что действие смазочных добавок заключается в создании определенных физико-химических условий, способствующих уменьшению роста сил адгезии, сил сопротивления при движении колонны труб ( в том числе и при спуско-подъемных операциях) и во время статического контакта поверхности труб и фильтрационных корок. Накопленные экспериментальные данные в области изучения процессов трения и смазочных добавок для бурения, показывают, что эффективность смазочного материала определяется свойствами граничных пленок, которые образуются из смазочного материала на трущихся поверхностях за счет адсорбции. Причем плотность покрытия поверхности зависит от пространственной структуры молекул смазки, положения полярных групп и т.п.

С этих позиций представлялось необходимым изучить смазочные свойства основных компонентов исследуемой нами системы: высшие жирные кислоты, поли-этиленгликоли, 51-органические гидрофобизирующие жидкости, важные для оптимизации рецептур буровых растворов. Как известно, пленки, образующиеся в результате хемосорбции карбоксилсодержащих веществ на металлической поверхности, характеризуются высокой устойчивостью к сдвигу, сохраняющейся при термальных воздействиях. Также можно полагать, что соединения, являющиеся деструктурато-рамй воды, такие, как полиэтиленгликоли должны теоретически обеспечивать более упорядоченную структуру адсорбционной пленки за счет усиления гидрофобных взаимодействий.

Такие предположения, касающиеся влияния структурных элементов смазочных добавок на проявление ими в большей или меньшей степени смазочных свойств были проверены нами экспериментально.

Моделью бурового раствора служила 8 -10 %-ная бентонитовая суспензия, в которой диспергировались образцы смазок ( жирные кислоты касторового [ КМ ], льняного [ ЛМ ] масел, сложные эфиры жирных кислот, фосфатиды (ФСФ), легкое талловое масло [J1TM]), как в исходном состоянии, так и в комбинациях друг с другом, а также и в нейтрализованной форме.

Оценка смазочной способности производилась на приборе фирмы "Бароид", ( США) модель 212, где фиксировалась для каждого образца своя максимальная нагрузка прижатия (Wmax) и коэффициент трения (Ктр).

Коэффициент трения - наиболее распространенный показатель, по которому обычно оценивают смазочное действие добавок к буровому раствору. Однако, при близких значениях коэффициента трения, как нами было установлено,смазочные добавки отличаются величиной W,UM, поэтому судить об эффективности гораздо логичнее по интегральному показателю, учитывающему и Ктр. и WmM. В этой связи, нами предложен показатель эффективности смазочного действия [ЭСД]- представляющий собой отношение Ктр. к Wma*. Экспериментальные данные показали, что чем меньше показатель ЭСД, тем эффективнее смазочная добавка.

Исследованиями установлено, что для образцов смазок в Н-форме значение показателя ЭСД для кислот КМ (1,15) и ЛТМ (2,02) значительно ниже, чем для кислот ЛМ (3,30). Такое различие обусловлено характером их взаимодействия с металлической поверхностью и структурой образующихся адсорбционных граничных слоев. Ненасыщенные кислоты с меньшим числом двойных связей в молекуле (кислоты КМ и ЛТМ) создают более плотные ориентированные покрытия, нежели пространственно изогнутые молекулы кислот с большим числом двойных связей (кислоты ЛМ).

Перевод жирных кислот в солеобразное водорастворимое (или частично водорастворимое) состояние улучшает их смазочные характеристики за счет лучшего распределения смазки в растворе.

В ряду нейтрализаторов молекул жирных кислот: NaOH -> триэтаноламип ГКЖ- 10 идет очевидное нарастание гидрофобности и можно предположить образование в граничном слое адсорбированной пленки своеобразных гидрофобных экранов - плоскостей скольжения, по которым легко реализуется взаимный сдвиг.

Исключительная эффективность состава JITM + ГКЖ-10, 11, как смазочной добавки к буровым растворам, констатировалась и ранее, однако не приводилось объенений этому явлению. Нами объяснен феномен усиливающего действия смазочной способности ЛТМ с помощью кремнийорганических соединений. Он вызван гидрофобным связыванием образующегося полиалкилсилоксана с олеофиль-ными частями молекул жирных кислот, закрепленных на поверхности металла .

Отчетливо влияние полиалкилсилоксанов, образующихся при нейтрализации кислот ЛТМ алкилсиликонатом натрия, можно проследить на диаграмме состав-свойство (рис.2), где изменение величины показателя ЭСД явно не подчиняется правилу аддитивности.

Разница между фактическими и расчетными показателями ЭСД и дает, очевидно, тот вклад в повышение смазочного действия ЛТМ, который вносит образующиеся при нейтрализации полиалкилсилоксаны.

Таким образом, наиболее высокая смазочная способность, как это видно на примере ЛТМ + ГКЖ, обеспечивается лишь в том случае, когда в составе смазки имеется свободные жирные кислоты, солевые формы кислот и гидрофобный полиал-килсилоксан. Роль свободных жирных кислот, видимо, сводится к прочному хемо-сорбционному закреплению на поверхности металла, ориентирующих свои углеводородные цепи в сторону водной фазы.

100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 ГКЖ

Рис.2 Влияние состава смеси ЛТМ и ГКЖ на величину показателя ЭСД : 1 - по фактическим данным; 2 - по принципу аддитивности ; 3 - состав ЛТМ, ГКЖ , ПЭГ

Полисилоксаны, в свою очередь, за счет гидрофобного взаимодействия с ними, увеличивают общую гидрофобность и устойчивость к сдвигу смазочной пленки, а солевые формы кислот обеспечивают равномерное распределение смазки в объеме раствора и на поверхностях контакта.

С целью проверки предположения об усилении гидрофобных взаимодействий в присутствии деструктураторов воды были исследованы составы, аналогичные составам ЛТМ + ГКЖ, но в которых часть ГКЖ была заменена на полиэтиленгликоль (ПЭГ).

Можно полагать, что когда используется смазочная система, состоящая из ЛТМ, ГКЖ и ПЭГ, то к тем гидрофобным явлениям, которые характерны для двой-

ного состава (ЛТМ + ГКЖ), при определенном соотношении компонентов прибавляется дополнительный фактор синхронного усиления имеющихся гидрофобных взаимодействий за счет присутствия ПЭГ в водной фазе, что и обусловливает сохранение на высоком уровне смазочных свойств (рис.2).

Отметим, что предложенный показатель эффективности смазочного действия (ЭСД) дает возможность проводить объективную оценку смазочных добавок, как имеющихся, так и вновь получаемых и ранжировать их по эффективности. Так, к примеру, если сравнить данные, которые были получены в наших экспериментах, то к разряду "высокоэффективных" смазочных добавок можно отнести те, которые имеют показатель ЭСД меньше 2.

В третьей главе описывается подбор конкретных рецептур буровых растворов для различных условий бурения, основанный на вышеизложенных расчетах и проведенных исследованиях.

Для геолого-технических условий Башкирии, где бурение в твердых породах позволяет осуществлять промывку в турбулентном режиме, требования к раствору, главным образом, регламентируют показатели, влияющие на снижение сил трения и сохранение естественной проницаемости коллекторов, а необходимости придавать раствору псевдопластичные свойства нет. В этом районе вполне достаточным с точки зрения технологии и экономии средств представляется модифицирование традиционно используемой глинистой системы раствора добавками поверхностно-активных веществ неионогенного или комплексного состава и смазочной добавки.

Этим требованиям отвечают полиэтиленгликоли. Так при использовании ПЭГ достигается не только снижение сил трения, но и происходит улучшение фильтрационных характеристик буровых растворов и изменение поверхностно-активных свойств фильтрата. Нашими исследованиями показано, что добавление к глинистому раствору 2-7 % полиэтиленгликоля (ТУ 38.31214-88) позволяет снизить крутящий

момент (на 21-42 %), а также обеспечить хорошие поверхностно-активные свойства фильтрата бурового раствора. Поверхностное натяжение фильтрата на границе с керосином достигает значений 9,4 мН/м, а краевой угол смачивания, экстраполированный к забойной температуре , близок к 90

Промысловые испытания "полигликолевых" растворов подтвердили их высокую эффективность, как с точки зрения бурения, так и качества вскрытия продуктивных зон.

В то же время видно, что относительно простое технологическое решение, обеспечивающее нужный результат в одном случае, неприемлемо, например, для условий Крайнего Севера. Неустойчивые, заглинизированные коллектора Западной Сибири, более сложные конструкции скважин, обусловленные геологическими факторами, предъявляют соответственно более жесткие требования к системе промывочной жидкости, включая промывку. Ламинарный режим течения обусловливает необходимость использования растворов с весьма специфическими реологическими свойствами. Обеспечить надлежащие транспортирующие и удерживающие свойства, высокие смазочные характеристики с использованием традиционных систем не представляется возможным.

Как видно из табл. 1, используемый ранее раствор практически по всем показателям не отвечает современным требованиям, однако, именно эта система, довольно широко используемая в ОАО "Пурнефтегазгеология" служит базой для получения искомых растворов, способных обеспечить качественную промывку и вскрытие горизонтальных стволов.

Для отработки конкретных рецептур растворов, оценки их технологических свойств нами использованы составы на основе жирных кислот касторового или легкого таллового маслел, алкилсиликоната натрия и полиэтиленглико-ля,показывающие высокие смазочные и псевдопластические свойства.

Буровые растворы, включающие эти компоненты обладают комплексом свойств, требуемых для горизонтального бурения. Они работоспосоны в широком пределе концентраций и температур, обеспечивают высокую степень ингибирования глинистой фазы и низкую фильтрацию, гак же требуемые поверхностно-активные свойства фильтратов, позволяя сохранять естественную проницаемость коллекторов. Технологические свойства некоторых составов на основе жирных кислот КМ и ЛТМ приведены в табл. 2.

В четвертой главе приведены результаты промышленного применения разработанных систем растворов. "Полигликолевый" раствор широко использовался при бурении скважин на площадях АНК "Башнефть": Ахметовской, Арланской, Югомаш-Максимовской, Илишевской, Курганской, Кудашевской, Балкановской-всего на 11 скважинах. Раствор использовался и при бурении всего ствола скважины в целом и при проводке только искривленного участка. Применение "полигликолевой" системы позволило резко сократить расходы химреагентов (в среднем в 3,5 раза), увеличить проходку на долото и механическую скорость бурения (в среднем на 35 %), снизить в 1,4 раза кавернозность скважины и, в конечном счете, обеспечить повышение дебита скважин в 2,3 раза по сравнению с базовым.

"Полигликолевый" раствор обеспечивает резкое снижение сопротивлений движению бурильной колонны за счсгг улучшенных смазочных характеристик. Гид-рофобизация шлама препятствовала его диспергированию, лучшему выносу и отделению на очистных устройствах, а снижение сил трения обеспечило также 15-20 %-ное снижение потерь давления.

Результаты применения этой системы подтверждают, что в твердых, устойчивых породах "полигликолевый" раствор обеспечивает достижение высоких ТЭП бурения при низких затратах и позволяет существенно поднять показатели нефтедо-

Таблица 2

Мицеллярно - глинистый раствор Свойства растворов

Р, г/см3 снс, дПа к, Па- с" п Ф20°С, см3 Фюо°с, см3 По, см/час сг, мН/м 0, град.

1. На основе кислот JIM 1,05 27/51 11 0,31 6,0 13,5 5,1 33,1 108

2. На основе кислот КМ 1,05 18/45 31 0,22 4,5 10,0 4,3 30,2 123

3. На основе JITM 1,05 21/48 25 0,2 5,5 11,0 4,2 29,3 131

4. На основе JITM, стабилизированный КМЦ 1,05 39/63 102 0,18 4,5 9,5 4,0 27,5 130

5. № 4 + утяжелитель 1,3 12/18 35 0,41 5,0 10,0 4,1 28,1 129

6. № 5 + утяжелитель 1,8 3/18 3,5 0,53 5,0 10,5 4,4 28,0 130

По - показатель увлажняющей способности

ст - поверхностное натяжение фильтрата на границе: вода - гексан 9 - краевой угол смачивания фильтратом кварцевой пластинки

бычи. По величинам токсических доз полигликолевый раствор относится к классу малотоксичных и малоопасных веществ( 4 класс опасности).

Учтеньш экономический эффект только по Югомаш -Максимовской площади АНК "Башнефть" за 1997 год составил 870,8 тыс.рублей (деноминированных).

Для более сложных в геолого-техничсском отношении условий бурения горизонтальных скважин на Присклоновом месторождении ОАО "Пурнсф-тегазгеология" прошла промышленную апробацию новая , разработанная иами "мицеллярно-глинистая" система бурового раствора на основе легкого таллового масла, алкилсиликоната натрия (ГКЖ-10,11) и полиэтиленгликоля. Дополнительное регулирование фильтрационных показателей осуществлялось добавками карбокси-мегилцеллюлозы, а реологические характеристики регулировались изменением концентраций ПЭГ и ЛТМ.

Сравнительные данные бурения базовой и опытных скважин показывают, что значительно сократилось время бурения и проработки скважины в продуктивном интервале, существенно снизились силы сопротивления перемещению бурильной колонны, снизились потери давления в скважине.

Применение раствора с пссвдопластичными свойствами при ламинарном режиме течения позволило сократить затраты времени на промывку и проработку скважины, обеспечить прохождение каротажных снарядов без осложнений до забоя, а измерение выноса шлама при бурении скважин № Э.408 и № 421 позволяют утверждать, что реологические свойства раствора обеспечили достаточную его удерживающую и транспортирующую способность и соответственно практически 100 %-ный вынос на поверхность выбуренной породы.

Низкие фильтрационные характеристики раствора обеспечили образование относительно гонкой глинистой корки, причем снижение внутрискважинных сил тре-

ния и увеличения сроков работы комплекта бурильных труб в два раза говорит о весьма низких адгезионных свойствах последней.

Фактические дсбиты скважин достаточно близки к потенциально возможным, что позволяет оценить как положительное влияние используемой системы раствора на сохранность коллекторских свойств продуктивного пласта.

Экономический эффект от внедрения разрабгки составил 793,5 тыс.руб.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Выбраны и обоснованы критерии качества и требования к буровым растворам для горизонтального бурения с учетом конкретных условий бурения на площадях АНК "Башнефть" и ОАО "Пурнефтегазгеология".

2. Исследовано влияние различных веществ и факторов на псевдопластичные свойства мицеллярных растворов мыл природных жирных кислот. Определены сочетания компонентов, обеспечивающих получение псевдопластичных буровых растворов, близких по свойствам к биополимерным.

3. На основе проведенных исследований разработаны новые системы буровых растворов на основе ЛТМ, ГКЖ и полиэтиленгликоля, отвечающие по транспортирующей и удерживающей способностям современным требованиям бурения и закан-чивания горизонтальных скважин в различных условиях.

4. Исследовано влияние различных природных веществ на смазочные свойства буровых растворов, научно обоснована оценка смазочной способности бурового раствора по комплексному показателю ЭСД.

5. Показана взаимосвязь между структурой исследованных веществ и эффективностью их смазочного действия.

6. Разработаны рецептуры буровых растворов для бурения горизонтальных стволов, в различных условиях бурения.

а) "Полигликолевый" - для бурения в устойчивых карбонатных коллекторах с условиями турбулентного режима промывки (АНК "Башнефть")

б) "Мицеллярно-глинистый" - для бурения в низкопроницаемых, заглинизи-рованных коллекторах с условиями ламинарного режима промывки (ОАО "Пурнефтегазгеология")

7. Практическое применение разработанных растворов показало их высокую эффективность. Они обеспечили повышение дебитов скважин, снижение времени на промывку и проработку ствола и увеличение сроков работы бурильного инструмента за счст высоких смазочных свойств.

8. Экономический эффект от внедрения разработок составил 1664,3 тысяч деноминированных рублей.

Основные положения диссертационной работы отражены в следующих опубликованных работах:

1. Острягин А.И., Вахрушев Л.П. "Применение многофункциональной смазочной добавки при бурении горизонтальных скважин в ОАО "Пурнефтегазгеология", -Тезисы докладов межрегиональной научно-технической конференции по проблемам газовой промышленности России, Ставрополь, 8-12 сентября 1997 г.,с.36-37.

2. Кошелев В.Н., Острягин А.И. "Оценка качества буровых растворов для первичного вскрытия продуктивных пластов в ОАО "Пурнефтегазгеология", - там же, с. 31-32.

3. Острягин А.И., Пеньков А.И., Вахрушев Л.П., Петросьян М.В. "Влияние структуры смазочных добавок на эффективность их действия", - "Вопросы промывки

скважин с горизонтальными участками ствола" II Сб. научных трудов, ОАО "НПО Бурение",Краснодар, 1998, с. 83-95.

4. Острягин А.И., Пеньков А.И., Растегаев Б.А., Ченикова H.A., Вахрушев Л.П. "Новые системы промывочных жидкостей",- там же, с. 38-48.

5. Андресон Б.А., Острягин А.И., Фатхлисламов Р.У. "Применение поли-гликолевого бурового раствора при бурении горизонтальных скважин на Югомаш-Максимовской площади", - там же, с. 121 -128.

6. Матыцын В.И., Петросьян М.В., Острягин А.И. "Проблемы охраны окружающей среды при бурении горизонтальных скважин", - там же, с.96-101.

7. Пеньков А.И.,Острягин А.И. "Контроль реологических свойств буровых растворов по показателям "К" и "п" ",- там же, с. 16-20.

8. Полож. решение от 24.09.97 на выдачу патента РФ № 96104538/03(007423) Буровой раствор на водной основе; - Бочкарев Г.П., Андресон Б.А., Рекин A.C., Острягин А.И.

Острягин А.И.

Подписано к печати 15.05.98 Заказ №2 7. Тираж 100 экз.

Формат 60x84 i.\i6

ООО "Просвещение", Краснодар, ул.Селезнева,2

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И ПРОБЛЕМЫ ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН.

1.1. Практика горизонтального бурения в России и за рубежом.

1.2. Основные технологические проблемы промывки горизонтальных скважин.

1.3. Системы растворов, применяемые при бурении горизонтальных скважин. Основные требования к ним.

За последнее десятилетие ситуация с нефтедобычей в России коренным образом изменилась. Крупные месторождения, большей частью, выработаны, а новые структуры представлены в основном месторождениями с малодебитными, низкопроницаемыми коллекторами.

Во многих случаях извлечение нефти без применения новых технологий становится весьма проблематичным.

Наиболее перспективными, в этом случае, считаются технологии, основанные на горизонтальном бурении.

Это направление за последние годы развивается столь бурно, что число пробуренных горизонтальных скважин ежегодно удваивается, в связи с чем проблемы повышения качества строительства горизонтальных скважин, методов их заканчивания, поддержания оптимальной продуктивности во времени становится все более актуальными.

Многие осложнения, возникающие при бурении горизонтальных скважин, (ГС ) так или иначе связаны с применяемым буровым раствором. Плохая очистка скважины, избыточный крутящий момент, сопротивление расхаживанию бурильной колонны, зашламление ствола, прихваты бурильного инструмента, нарушение устойчивости стенок скважины, потеря циркуляции, кольматация приствольной зоны, осложнения при спуске каротажных снарядов и другие проблемы, как правило, являются следствием несоответствия бурового раствора условиям бурения.

Анализ фактического состояния дел в области промывки ГС в России показывает, что в подавляющем большинстве случаев используемые буровые растворы не соответствуют современным требованиям бурения ГС.

И хотя в понимании особенностей процессов промывки ГС на сегодняшний день внесена значительная ясность в основном трудами зарубежных специалистов, таких как Ж.Ж. Азар, Т.Е.Бекер, Ф.Е.Бек, Л.Грейс, Д.Г.Джеферсон, Д.Джамисон, М.Замора, В.Клементе, М.Мартин, С.С.Окражни, М.Х.Себергер, М.П.Стефенс, Р.Томрен, Г.Хареланд, Т.Хемфил, П.М.Хенсон, однако большинство этих исследований носят качественный описательный характер.

Первые попытки теоретического обоснования некоторых вопросов промывки ГС и количественного описания процесса обоснованного выбора свойств бурового раствора сделана в работах В.И.Исаева, А.Г. Потапова, А.И.Пенькова и Б.А. Никитина .

Несмотря на определенные успехи в области буровых растворов и технологии промывки ГС, совершенствование и разработка новых буровых растворов, в полной мере отвечающих жестким требованиям горизонтального бурения, является одной из актуальных задач сегодняшнего дня, так как с увеличением глубины и сложности профиля требования к промывке ГС существенно ужесточаются и возрастает важность правильного выбора бурового раствора.

Целью работы является разработка новой системы бурового раствора для повышения эффективности строительства и заканчива-ния горизонтальных скважин в низкопроницаемых коллекторах.

Основные задачи работы:

- обосновать требования к буровым растворам для бурения ГС, адаптировать их к условиям месторождений Крайнего Севера и Предуралья;

- выбрать рецептуру раствора, отвечающего требованиям оптимальной транспортировки шлама на поверхность;

- изучить смазочные свойства ряда природных веществ и их производных и определить пути улучшения смазочных свойств растворов;

- оптимизировать рецептуры разработанных растворов на основе адаптированных требований;

- внедрить в производство разработанные буровые растворы;

- определить влияние разработок на технико-экономические показатели бурения и вскрытия ГС.

Основные положения, выносимые на защиту:

1. Выявленная принципиальная возможность получения "мицеллярно-глинистых" растворов, обладающих за счет гидрофобных взаимодействий, усиливаемых водорастворимыми полиалкилен-гликолями, устойчивыми псевдопластичными свойствами в широком диапазоне условий.

2. Научно-обоснованные подходы к оценке эффективности действия смазочных добавок и повышению смазочных свойств буровых растворов.

3. Новая запатентованная система бурового раствора, отвечающая современным требованиям бурения и вскрытия ГС, не уступающая по эффективности биополимерным растворам.

4. Новые составы высокоэффективных экологически безопасных смазочных добавок на основе жирных кислот растительного происхождения.

1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И ПРОБЛЕМЫ ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВА -ЖИН

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Выбраны и обоснованы критерии качества и требования к буровым растворам для горизонтального бурения с учетом конкретных условий бурения на площадях АНК "Башнефть" и ОАО " Пурнефте-газгеология".

2. Исследовано влияние различных веществ и факторов на псевдопластичные свойства мицеллярных растворов мыл природных жирных кислот. Определены сочетания компонентов, обеспечивающих получение псевдопластичных буровых растворов, близких по свойствам к биополимерным.

3. На основе проведенных исследований разработаны новые системы буровых растворов на основе ЛТМ, ГКЖ и полиэтиленгликоля, отвечающие по транспортирующей и удерживающей способностям современным требованиям бурения и заканчивания горизонтальных скважин в различных условиях.

4. Исследовано влияние различных природных веществ на смазочные свойства буровых растворов, научно обоснована оценка смазочной способности бурового раствора по комплексному показателю эсд.

5. Показана взаимосвязь между структурой исследованных веществ и эффективностью их смазочного действия.

6. Разработаны рецептуры буровых растворов для бурения горизонтальных стволов, в различных условиях бурения. а) "Полигликолевый" - для бурения в устойчивых карбонатных коллекторах с условиями турбулентного режима промывки (АНК "Башнефть") б) "Мицеллярно-глинистый" - для бурения в низкопрониаемых, заглинизированных коллекторах с условиями ламинарного режима промывки (ОАО "Пурнефтегазгеология")

7. Практическое применение разработанных растворов показало их высокую эффективность. Они обеспечили повышение дебитов скважин, снижение времени на промывку и проработку ствола и увеличение сроков работы бурильного инструмента за счет высоких смазочных свойств.

8. Экономический эффект от внедрения разработок составил 1664,3 тысяч деноминированных рублей.

1. Авдеев А.И., Ропяной А.Ю,, Семенец В.И. "Строительство горизонтальных скважин в ПО "Нижневолжскнефть", -Нефтяное хозяйство, N 9,1993 г.,с.36-39.

2. Ангелопуло O.K., Аваков В.Н., Кулиев К.З. "В МИНХ иГП получены мицеллярные буровые растворы" Нефтяник, 1985, № 9, с.8-9.

3. Андресон Б.А.,Рекин A.C. "Способ обработки глинистого бурового раствора"-,пат.РФ № 2046128, МКИ С 09 К 7/02,опубликован 20.10.95 г.

4. Бадовский H.A. "Рост бурения горизонтальных скважин за рубежом и его экономическая эффективность", Нефтяное хозяйство, N 3, 1992 г., с.43.

5. Борисов С.Н., Воронков М.Г., Лукевиц Э.Я. " Кремнеэлемен-тоорганические соединения".М., Химия,1986 г., 542 с.

6. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. "Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами" М., Недра, 1964 г., 154 с.

7. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. "Справочник по промывке скважин", М., Недра, 1984 г., 317 с.

8. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Рябченко В.И., "Технология промывки скважин", М., Недра, 1981 г., 303 с.

9. Бурение горизонтальной разведочной скважины в сложных горно-геологических условиях/ Самигуллин В.Х. и др./ 3-й Международный симпозиум по бурению скважин в осложненных условиях, Санкт-Петербург, 5-10 июня, 1995 г., с.62.

10. Бурение и эксплуатация горизонтальных скважин/ Ризванов Н.М., Гайнуллин К.Х., Юмашев Р.Х.//, Нефтяное хозяйство, N 2, 1996 г., с.12-16.

11. Буслаев В.Ф., Кейн С.А. "Исследование величины угла входа в продуктивный пласт при бурении горизонтальных скважин",- Нефтяное хозяйство, N 3, 1994 г с.34-37.

12. Буслаев В.Ф., Плетников И.А., Кейн С.А. "Способ разработки -горизонтально-разветвленными скважинами нефтяных залежей с подошвенной водой", Авт.свид. СССР N 1653399.

13. Воронков М.Г., Шорохов Н.В. "Водоотталкивающие покрытия в строительстве "-, изд.АН Латв.ССР, Рига, 1963 г.

14. Виноградова О.И. "Гидродинамическое взаимодействие гидрофобного и гидрофильного тел"-, Коллоидный журнал, 1994 г.,т.56.№ 1, с.39-44

15. Гилязетдинов З.Ф., Поваляев А.И. "Строительство горизонтальных скважин на месторождениях Татарстана", Нефтяное хозяйство^ 12, 1996 г., с.23-24.

16. Глебов В.А. "Современное состояние горизонтального бурения и перспективы его развития", Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, N 10-11, 1995 г., с.2-3.

17. Голов Л.В. "О состоянии строительства и эксплуатации горизонтальных скважин на нефть и газ в России" Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, N 10-11, 1995 г., с. 3-5.

18. Голов Jl.В., Волков С.Н. "Состояние строительства и эксплуатации горизонтальных скважин в России", Нефтяное хозяйство, N7, 1995 г., с.23-26.

19. Голов Л.В., Волков С.Н. "Современное состояние и перспективы применения горизонтальных скважин в России" Нефтяное хозяйство, N3, 1997 г., с.29-31.

20. Горизонтальное бурение и зарезка боковых горизонтальных стволов в нерентабельных скважинах ОАО "Удмуртнефть", Нефтяное хозяйство, N 5, 1997 г., с.17-20.

21. Довжок Е.М., Тищенко A.C., Мусин М.Х. "Разработка месторождений с помощью горизонтальных скважин", Нефтяное хозяйство, N38, 1990 г., с.35.

22. Зайнуллин А.И., Федюнев В.И. "Прогнозирование основных технико-экономических показателей эффективности строительства горизонтальной скважины в условиях реальной залежи нефти",- Нефтепромысловое дело, N 7, 1995 г., с.7.

23. Зайнуллин А.И., Федюнев В.И.,Окнин В.Г. "Основная задача проблемы восстановления работоспособности аварийных и преждевременно обводненных добывающих скважин",- Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, N 2, 1994 г., с.20-25.

24. Калинин В.Ф. "Освоение скважин с горизонтальным проло-жением ствола в продуктивной части пласта",- Нефтяное хозяйство, N 7, 1991 г., с.9.

25. Кламанн Д. Смазки и родственные продукты. Синтез. Свойства. Применение. Международные стандарты.: Пер. с англ./ Под ред.Ю.С.Заславского М.: Химия, 1988 г., 488 с.

26. Конесев Г.В., Мавлютов М.Р., Спивак А.И." Противоизнос-ные< и смазочные свойства буровых растворов"-, М.: Недра, 1980 г.,144 с.

27. Конесев Г.В., Мавлютов М.Р., Спивак А.И. "Смазочное действие сред в буровой технологии"-, М. Недра, 1994 г., 272 с.

28. Краснова T.J1. "Контроль за конусообразованием при разработке нефтегазовых залежей с подошвенной водой",- Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, N 4, 1997 г., с.38-43.

29. Курочкин Б.М. "Применение элепсоидных стеклогранул при бурении скважин в осложненных горно-технологических условиях", -Нефтяное хозяйство, N 10, 1994 г., с.7-13.

30. Лисовский H.H., Жданов С.А., Мищенко И.Г. " Совершенствование технологий разработки нефтяных месторождений", Нефтяное хозяйство, N 9, 1996 г., с.36-39.

31. Миле Р.Н., Льюис Ф.М. "Силиконы"-, М., Химия, 1964 г.,265 с.

32. Михайлов Н.В., Шершнев В.А. "Основы физики и химии полимеров"-, М.,Высшая школа, 1977 г., с. 165-170.

33. Мотылева Т.А. "Легкое талловое масло добавка к буровым растворам"-, Газовая промышленность, № 6, 1988 г., с.28-29.

34. Мотылева Т.А., Верховская H.H., Трошева Т.А. "Новая смазочная добавка к глинистому раствору"-, Технология бурения нефтяных и газовых скважин.- Уфа, Изд. Уфимского нефтяного института, 1985 г., с.9-12.

35. Мнацаканов A.B. "Строительство горизонтальных и многозабойных скважин в России", 3-й международный симпозиум по бурению скважин в осложненных условиях, Санкт-Петербург, 5-10 июня, 1995 г., с.57.

36. Мнацаканов A.B., Оганов A.C. "Техника и технология бурения горизонтальных скважин", Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, N 10-11, 1996 г., с.8.

37. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Фазлыев Р.Т. "Создание систем разработки месторождений с применением горизонтальных скважин", Нефтяное хозяйство, N 10, 1994 г., с.32-36.

38. Мухаметзянов Р.Н., Сонич В.П. "Особенности строения и оптимизации разработки залежей нефти Ноябрьского района", Нефтяное хозяйство, N 8, 1992 г. С.40.

39. Нефтегазовый потенциал осадочных бассейнов морской пе-реферии России/ Маловицкий Я.П. и др.// Нефтяное хозяйство, N 4, 1994 г., с.27-32.

40. Никитин Б.А., Григулецкий В.Г. "Перспективы и проблемы строительства наклонно-направленных и горизонтальных скважин", -Нефтяное хозяйство, N 7, 1992 г., с.6-8.

41. Никитин Б.А., Григулецкий В.Г. "Стационарный приток нефти к одиночной горизонтальной скважине в анизотропном пласте", -Нефтяное хозяйство, N 10, 1992 г., с. 10-12.

42. Никитин Б.А., Григулецкий В.Г. "Стационарный приток нефти к одиночной горизонтальной скважине в изотропном пласте", -Нефтяное хозяйство, N 8,1992 г., с.9-10.

43. Новые достижения в области горизонтального буре-ния/Самигуллин В.Х. и др.// Нефтяное хозяйство, N 4, 1992 г.,с.16-18.

44. О направлении НИР по определению условий выноса выбуренной породы из наклонно-направленных скважин/ Гукасов H.A.и др.// Известия ВУЗов, Геология и разведка, N 3, 1995 г., с. 137-139.

45. Оболенцев Н.В. "Бурение наклонно-горизонтальных скважин за рубежом", Газовая промышленность, N 5, 1994 г., с.37.

46. Оганов С.А. "Предупреждение аварий и осложнений при бурении горизонтальных скважин", Строительство нефтяных и газовых скзажин на суше и на море, N 3, 1995 г., с. 11-14.

47. Павлов В.М., Мухаметзянов Р.Н. "Совершенствование разработки низкопроницаемых недонасыщенных нефтью коллекторов", -Нефтяное хозяйство, N 12, 1991 г„ с. 16-18.

48. Пашкаров Н.Г., Верховская H.H., Рябоконь A.A., " Смазочные добавки буровых растворов"-, Пат. РФ № 2076132, кл. С 09 К 7/06.

49. Пеньков А.И., Никитин Б.А. "Состав и свойства буровых растворов для строительства горизонтальных скважин", материалы НТС РАО "Газпром",Ставрополь, 1996 г., с.63-73.

50. Пеньков А.И., Пенжоян A.A. "Новый показатель оценки взаимодействия бурового раствора с глинистыми породами на стенках скважин"-, Краснодар, Изд. ВНИИКРнефть, 1983 г., с. 12-16.

51. Пеньков А.И., Шишов В.А., Федосов Р.И. "Требования к растворам безглинистым и с низким содержанием твердой фазы"-, Нефтяное хозяйство, 1981 г., № 5

52. Плужников Б.И. "Перспективы разработки месторождений горизонтальными скважинами", Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, N 10, 1992 г., с.37-38.

53. Проводка дополнительного горизонтального ствола из эксплуатационной колонны, бездействующей скважины / Оганов A.C. и др.// Нефтяное хозяйство, N 9, 1993 г., с 6-7.

54. Применение горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений АО "Татнефть"/ Муслимов Р.Х. и др.// Нефтяное хозяйство, N 12,1996 г., с.31-36.

55. Проектирование профиля наклонной скважины с горизонтальным стволом в продуктивном пласте/ Оганов С. А. и др.// Экономика и управление нефтегазовой промышленности, N 4, 1992 г., с.7-11.

56. Проектирование свойств буровых растворов /Пеньков А.И. и др.// Промывка скважин, труды ВНИИКРнефть,г.Краснодар, 1989 г.,с.4-11.

57. Пути повышения технико-экономических показателей при бурении горизонтальных скважин/ Макаренко П.П. и др.// Газовая промышленность, N 6, 1995 г., с.9.

58. Пути эффективного применения каучуковой крошки при изоляционных работах в обсаженных скважинах/ Курочкин Б.М. и др.// Нефтепромысловое дело, N 12, 1996 г., с.19-21.

59. Ракин В.А. "Проблемы и пути решения задач промыслово-геофизических исследований горизонтальных и круто-наклонных скважин",- Нефтяное хозяйство^ 8, 1994 г., с.11-16.

60. Ребиндер П.А., "Успехи коллоидной химии"-, М.,Наука, 1973 г., 362 с.

61. Ребиндер П.А. "Взаимосвязь поверхностных и объемных свойств растворов поверхностно-активных веществ" / В кн. "Успехи коллоидной химии".- М. Наука, 1973 г., с.9-29.

62. Ребиндер П.А. "Роль газов и реагентов в процессах флотации"-, М., Изд. АН СССР, 1950 г., с.13.

63. Рязанов Я.А. "Справочник по буровым растворам"-, М. Недра, 1979 г., 215 с.

64. Совершенствование бурения горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин/ Байбаков Н.К. и др.// Нефтяное хозяйство, N4, 1997 г., с.8-9.

65. Современное состояние и направление развития бурения наклонно-направленных скважин в СССР и за рубежом/ серия Бурение, ОИ, выпуск 9(7), М., 1984 г., 49 с.

66. Способ заканчивания горизонтальных скважин/ Лукманов P.P. и др.// Пат.РФ N 2061838.

67. Способ интенсификации работы горизонтальной нефтедобывающей скважины/ Зимин Г.В. и др.// Пат. РФ N 2061180.

68. Строительство нефтяных скважин на суше и на море / Экспресс информация/, М., N 11, 1990 г.

69. Тахутдинов Ш.Ф., Юсупов И.Г. "Технический прогресс в технике и технологии строительства скважин и добычи нефти",- Нефтяное хозяйство^ 12 1996 г. с. 17-19.78. "Теория и практика заканчивания скважин"-, Булатов А.И. и др.,М. Недра, 1997 г., том 1, 395 с.

70. Технология обработки призабойной зоны и освоения горизонтальных скважин в карбонатных коллекторах с применением кислотной композиции/ Вердеревский Ю.Л. и др.// Нефтепромысловое дело, N 7, 1996 г.,с.15-17.

71. Тютюнников Б.Н. "Химия жиров"-, М., Пищевая промышленность, 1974 г., 447 с.

72. Федосов Р.И. "Разработка и совершенствование гидрогеле-вых буровых растворов с целью повышения скорости бурения, качества вскрытия продуктивных пластов и снижения стоимости строительства скважин",- дисс.к.т.н., Краснодар, 1996 г.

73. Чинникова В.А., Маркина З.Н., Костова Н.З. "Влияние со-любилизации углеводородов на реологические свойства водных растворов натриевых мыл предельных кислот при различных температурах"-, Коллоидный журнал, 1968 г., том XXX, вып.4, с.613-616.

74. Эпштейн Е.Ф., Сирик В.Ф., Давиденко А.Н. "Поверхностно-активные антифрикционные добавки к буровым растворам"-, РНТС Бурение, М., ВНИИОЭНГ, 1975 г., с. 18-20.

75. Шипилин А.Г., Васильев Ю.С., Семенец В.И."Техника и технология горизонтального бурения за рубежом",- Нефтяное хозяйство, N8, 1992 г., с.5-9.

76. Шурубор Ю.В. "О применении ЭВМ при проектировании горизонтальных скважин",- Нефтяное хозяйство", N 10, 1994 г., с.45-46.

77. Aadnoy B.S. and Chenevert М.Е. "Stability of Highly Inclined Boreholes", SPE, Drlg Eugrg (Desember 1987), p.364-374.

78. A Task Force Approach to Reducing Stuck Pipe Coast/ Bradley, W.B. and str.// SPE/ IADC, paper N 21999 presented at the SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, Mar.,11-14, 1991 .

79. Biopolimer fluids eliminate horizonta 1 well problems/Sehenlt M. and str.// World oil, January,1990.

80. Bland R. "Water-based glycol sistems acceptable substitute for oil-based muds"-Oil and Gas G.,№ 29,1992 ,p.54-58

81. Blend, R.G. and Clapper, D.K. "Non-Hydrocarbon Invert Emulsions for USE in Well Drillung Operations"-, U.S. Patent N 5057234, Oct.,15, 1991.

82. Bosio J.C. "Horisontal Well are now used for Industrial Developments",- 6th offshore Bonth East Asia Conference, January 28, 1986, p.77.

83. Bradley, W.F., Journal of the American Chemical Society, 1945, Vol.67, p.p.975-981.

84. Brodio A.D., Allon J.C."Operationg experience with ESP,s and permanent downhole flowmeters in Wytch Farm extendedreach wells"-J.Petrol. Technol-1995,X-vol. 47, N10, p.p. 92-96.

85. Brown,N.P., Bern P.A. and Weaver A."Cleaning Deviated Holes,New Experimental and Teoretical Stadies",- SPE/ IADC 18636, presented at the SPE / IADC Driling Conference, New Orleans (Feb.28-March 3, 1989).

86. Case History of an Opposed- Bore, Dual Horizontal Well in the Austin Chalk Formation of South Texas/Cooney, M.F and str.// SPE/IADC Paper N 21985, presented at the 1991 SPE/IADC Drilling Conference in Amsterdam, 11-14 March 1991.

87. Christensen A. "Recent Achievements in Drilling and Complections of Multipe Lateral Drainholes in Chalk Reserviors,"- 4 th International Conference on Horizontal Technical, Huston,3-6 Oct., 1993.

88. Clements,W.R. and Yelsma H.H. "Horizontal Wells Pose Special Hydranlic Desing Considarations"- Petroleum Eugineer International, Nov., 1989.

89. Crouse P.C. "Horizontal drilling spurs optimism",- World Oil,1991, Vol.212, N2, p.p. 35-37.

90. Davis, R.H. and Acrivos A. "Sedimentation of Nou-Colloidal Particles at low Reynolds Numbers",- Ann.Rev.Fluid March, 1985, p.p. 91-118.

91. Drill-in Fluids Improve High-angle Well Production/ Petr.Eng. Int., 1995, Vol.67, N4, p.p. 5-8.

92. Drilling Fluid Method and Composition/ Enright. D.P. and str.// U.S. Patent N 5007489, Apr. 16, 1991.102. "DOW Polyglycols",- Dow Chemicfl Corp.,1982.

93. Dusterhoft D.M., Falk K.L., Misselbrook J.G." Coiled tubing applications in horizontal completions",-!, of Canadian Petrol. Tecknol.-1993, Jan, Vol. 47, No.9, p.p. 20-24

94. Economicles, M.J., Naceur B.K., and Klem R.C. "Matrix stimulation method for horizontal wells",- J.Petrol. Tecknol., 1991, -Vol. 43., No 7, p.p. 854-861

95. Enright D.P., Dye, W.M., and Smith F.M., "An Environmentally Safe Water-based Alternative To Oil Muds",- SPE/IADC paper 21937 presented at the SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, Mar. 11-14, 1991.

96. Ezzat A.M. and Brattel S.R. "Solids Free Brine-in Oil Emulsions for Well Complection",-SPE Drill. Eng., 1989, Vol. 4, No.4 p.p. 301-306

97. EPA Industrial Tecknology Division, Appendix3 Drilling Fluid Toxicity Test Proposed Regulation for the Offshore subcategory of the Oil and Gas Extraction Point Source Category, 50, FR 34592, May 1985.

98. Floid L.G. "Horizontal Well Complection Methods",-U.S. Patent 5211234, May 1993.

99. Fundamentals of Horizontal Well Complection, Austin, C. //Drilling, 1988, V-VI, Vol.49, No.3, p.p. 28-31

100. Gray G.R. Darly H.C. // and Rogers W.F. "Composition and Properties of Oil Well Drilling Fluids",- fourth edition, Gulf Pablishing Co., Huston, p. 62

101. Gray, et al, op. sit., p. 378

102. Investigation of Barite Sag in Weighted Drilling Fluids in Highly Deviated Wells / Hanson P. and sti\ // SPE paper 20423, presented at the SPE Annual Conference and Exhibitions, New Orleans, Sept. 23-26, 1990.

103. Halliday W.S., and Cleapper D.K. "Toxicity and Perfomance Testing of Non-Oil Spotting Fluid for Differentially Stuck Pipe",-SPE/IADC paper No. 18684 presented at the SPE/IADC Drilling Conference, New Orleans, Feb. 28 Mar. 3, 1989.

104. Hemphill T. "Test Determine Oil Mud Properties to Watsh in High-Angle Wells",- Oil and Gas J., 1990, vol. 88, No.48, p.p. 64-70.

105. Horizontal Drilling-a New Production Method/ Bosio G.C. and str.//Preprin of the Twelth World Petroleum Congress, Huston, 1987.

106. Joushi S.D. "Increase Production Horizontal Well",- SPE 15375, 61-st. ATC and Exhibition. New Orleans, Louisiana, October 5-8, 1986.

107. Joushi S.D. " A Review of Horizontal Well Technology",- paper N 3-1, presented at the Second WPJ- DOE Tar Sand Symposium , Jackson, Wyoming, July, 7-10,1986.

108. Loomis A.G., Ambrose N.A. and Brown J.S. " Drilling of Terrestrial Bores",- U.S. Patent N 1819646, Aug. 18, 1931.

109. Mac Ewan, D.M.C., Trans Faraday Sociaety, 1948, Vol.44, p.p 349-367.

110. Mac Nally R." Horizontal drilling finding a niche",- Petrol Eng.Iut.,1990, vol.62, N 9, p.p. 38-41.

111. Muharry A. "Horizontal Drilling Improves Recovery in Abu Dhabi",- Oil and Gas J., 1993, Vol. 91, No. 38, p.p. 54-56

112. Moore W.D. "ARCO Drilling Horizontal Drainhole for Better Reservoir Placement",- Oil and Gas J., Sep., 1980, No. 15

113. Nance W.B. "A comparative Analysis of Drilling Results Obtained With Oil Mud vs Water-Base mud at High Island Block A-270",-paper IADC/SPE 11357 presented at the 1983 Drilling Conference, New Orleans, Feb. 20-23

114. Nance W.B. "How to Select Oil Mud Applications",- Petrol. Eng. Int. (Jan. 1984), Vol. 56., No. 1, p.p. 30-38

115. New Mud Compaines Keep New Systems Flowing to the Marked/Offshore Engineering 1989, Vol. IX, No. 9. p.p. 129-132

116. Okrajni S.S. and Azaz J.J. "The Effect of Mud Arheology on Annular Hole Cleaning in Directional Wells",- SPEDE (Aug. 1986) p.p. 297-308

117. Osisanya S.O., and Chenevert M.E. "Rigsite Shale Evaluation for Control of Shale-Related Wellbare Instability Problems",- SPE/IADC paper No. 16054 presented at the SPE/IADC Drilling Conference, New Orleans, Mar. 15-18,1987

118. Prevedel B. "How One Operation Drilled Horizontally Through a Salt Dome",- World Oil, Dec., 1985

119. Savins J.G. and Poper W.F. "A Direct -Indicating Viscometer for Drilling Fluids",- Drill and Prod. Prac., API, 1954, p.p. 7-22

120. Sherrard D.W., Brice B.W. and Macdonald D.G. "Application of the Horizontal Wells at Prudhoe Bay Alaska, SPE 15376, 61 st., Annual Technical Conference, New Orleans,Louisiana Oct.5-8,1986.

121. Skelton J.H. "Louisiana Horizontal Well Taps Oil Area of Salt Related Fracturing",- Oil and Gas J., 1992, Vol.90, N 27, p.p. 88-90.

122. Sloon E.D. "Clathrate Hydrates of Natural Gases",- Marcel Dekker, New -York, 1990,270 p.

123. Special Liner Desing in Improves Dual Lateral Horizontak Well/ Talk G. and str.// Oil and Gas J.,1992, Vol.90, N 35, p.p. 43-46.

124. Tangedahl M.J. "Horizontal Flow Drillung Requirs Focus on Well Control",- Oil and Gas J., 1994, Vol.92, N 24, p.l 19.

125. Technical Advance Broaden Use of Highly Deviated and Horizontal Drilling Methods/ J.Petrol Technol, 1981, vol.33, N 2, p.p.283-285.

126. Texaco Claims Record for Horizontal Displacement/ Oil and Gas J., 1993, vol.91, N9, p.34.

127. Transport of Cutting in Directional Wells/Martin, m//SPE/IADC paper 6083, presented at the SPE/IADC Drilling Conference, New Orleans, Mar, 15-18, 1987

128. Wong Y., Lin X., Luo "Shiyon daxue xuebao",- J. Univ. Petrol., China, Ed. Nat. Ski., 1994,- Vol. 18, No. 2, p.p. 28-32

129. White C. "Formation Characteristics Dictate Complection Design",- Oil and Gas J., 1990, 3/XI, Vol. 88, No. 49, p.p. 58-62

130. White W. "Better Practices and Syntetic Fluid Improve Drilling Rates",- Oil and Gas J., 1995, II, Vol. 93, No. 8 p.p. 43-46

131. Wilson R.C. and Willis D.N. "Successful High-Angle",- Drilling in Conference and Exhibition of Society of Petroleum Engineers Oct. 5-8, 1986, New Orleans, La.

132. Wojtonowicz A. K., Hui X.U., Bassiokni Z. "Segregated Production method for Oil With Active Water Conig",- J. of Petrol

133. Wilkirson J.P. and Smith J.H. "Horizontal Drilling Techniques at Prudhoc Bay Alaska",- SPE 15372, 61 st Annual Technical Conference, New Orleans, Louisiana,Oct.5-8, 1986.

134. Yeager Y., Shuchart Ch., "In Situ Dels Improve Formation Asidizing",- OGI, 1997, 20/1 Vol. 95, No. 3, p.p. 70-72

135. Enright D.P., Dye B.M. and Smith F.M. " New fluid sistem substitutes for oil- base muds",- World oil, 1991, vol.221, N 3, p. 92,95,97.

136. УТВЕРЖДАЮ Технический директор О АО^йурнефхег азгеод/огия"1. АКТпромысловых испытаний и технико- экономической оценки "мицелляр-глинистого" бурового раствора на Присклоновом месторождении1. Комиссия в составе:

137. Заместителя технического директора

138. ОАО "Пурнефтегазгеология" ЛЮБИМОВА B.C.1. Директора Таркосалинскойнефтегазоразведочной экспедиции ЛЫСЕНИНА А.Н.1. Главного экономиста

139. ОАО "Пурнефтегазгеология" БАЛАХНИНА К.Н.

140. Промышленные испытания "мицелляр-глинистого" раствора проведены при бурении скважин № 408 Э и № 412 Присклонового месторождения. Результаты испытаний приведены в таблице.

141. Переход на новую обработку раствора осуществляли, как видно из данных таблицы, в интервале интенсивного набора кривизны и бурили на этой системе раствора до завершения работ в скважинах.

142. При этом исключены затраты на геофизические работы и ликвидацию осложнения в скважине № 1231.