автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Разработка комплекса технологических решений, способствующих повышению устойчивости глинистых пород и сохранению естественной проницаемости продуктивного пласта при бурении горизонтальных скважин

ВВЕДЕНИЕ

1 Анализ изученности вопросов сохранения устойчивости глинистых стенок скважин и естественной проницаемости продуктивных пластов

1.1. Осложнения при бурении скважин в неустойчивых 9 глинистых породах и продуктивных пластах.

1.2. Основные факторы, определяющие устойчивость глинистых пород и качество вскрытия продуктивного пласта.

1.3. Применение ингибирующих буровых растворов с целью сохранения устойчивости стенок и естественной проницаемости продуктивного пласта.

1.4. Способы сохранения коллекторских свойств пласта и повышения продуктивности скважин в процессе их заканчивания.

Актуальность работы. Одним из важнейших направлений повышения эффективности нефтегазодобывающих предприятий стало строительство горизонтальных скважин(ГС). Результаты освоения и эксплуатации таких скважин доказали экономическую целесообразность их бурения за счет значительного повышения дебитов нефти и газа, а также увеличения коэффициента извлечения углеводородов из продуктивных пластов. В ряде случаев строительство ГС является единственно возможным способом разбуривания площадей, недоступных для размещения вертикальных скважин. В последнее время строительство ГС ведется на подземных хранилищах газа (ПХГ), в частности в Саратовской области, с целью повышения суточного отбора газа.

Распространение горизонтального бурения на площадях со сложными горно-геологическими условиями значительно обострило проблему сохранения устойчивости глинистых пород на стенках скважин и естественной проницаемости продуктивных пластов. Это связано, прежде всего, с увеличением продолжительности вскрытия продуктивных пластов при бурении горизонтального участка. В свою очередь это обстоятельство стало причиной создания новых буровых растворов, обладающих достаточной ингибирующей способностью для сохранения устойчивости глинистых пород на стенках скважины и качественного вскрытия продуктивного горизонта.

Актуальность задач, решаемых в диссертационной работе подтверждается их соответствием основным направлениям стратегии научно-технического развития газовой промышленности страны в области строительства скважин:

- разработка и внедрение технологии бурения и эксплуатации ПХГ системами наклонных и ГС;

- внедрение на предприятиях газовой промышленности технологий вскрытия продуктивных пластов и заканчивания скважин с применением аэрированных и пенных систем в условиях пониженных пластовых давлений.

Цель работы: Разработка комплекса технологических решений, обеспечивающих устойчивость глинистых пород в процессе бурения, сохранение естественной проницаемости продуктивных пластов и повышение эффективности строительства ГС.

Поставленная цель достигалась решением следующих основных задач исследования:

- анализ и обобщение опыта бурения ГС с целью выявления основных факторов, определяющих устойчивость глинистых пород на стенках скважины и качество вскрытия продуктивных пластов;

- разработка состава бурового раствора на основе материала "Кафтор" - массового отхода стекольной промышленности;

- оценка влияния различных типов буровых растворов на коллекторские свойства продуктивного пласта;

- разработка рецептуры и технологии применения специальных жидкостей для восстановления проницаемости продуктивного пласта;

- проведение промысловых испытаний влияния кафторового бурового раствора на устойчивость глинистых пород на стенках и естественную проницаемость продуктивного горизонта при строительстве ГС;

- оценка экономической эффективности от применения разработанных рекомендаций.

Научная новизна.

1. На основе анализа данных научно-технической литературы и опыта строительства ГС установлено, что основным фактором, определяющим устойчивость глинистых пород на стенках скважины и качество вскрытия продуктивного пласта является ингибирующая способность бурового раствора, содержащего ки-слоторастворимую твердую фазу.

2. Разработан новый состав ингибирующего бурового раствора на основе доступного и дешевого материала "Кафтор" и исследовано его влияние на естественную проницаемость терри-генных и карбонатных горных пород.

3. На основании лабораторных и промысловых исследований установлены закономерности набухания глинистых пород в кафторовом буровом растворе и пенных системах.

4. Разработана рецептура и технология применения пено-кислотной эмульсии для восстановления проницаемости продуктивных пластов в ГС.

Основные защищаемые положения

1. Новый состав ингибирующего бурового раствора на основе массового отхода стекольной промышленности - кафтора.

2. Результаты сравнительного анализа влияния различных ингибирующих растворов на набухаемость глин.

3. Результаты экспериментальных исследований кольмати-рующей способности различных ингибирующих буровых растворов.

4. Состав и технология применения пенокислотной эмульсии для восстановления проницаемости карбонатных коллекторов в ГС.

5. Результаты промысловых испытаний разработанных составов ингибирующих жидкостей и технологий их применения при бурении ГС на Елшано-Курдюмской площади.

Практическая значимость и реализация работы в промышленности.

Разработан комплекс технологических решений, направленных на предупреждение осложнений, связанных с нарушением устойчивости глинистых пород при бурении наклонного ствола ГС и сохранение естественной проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии.

Разработан состав и технология применения пенокислотной эмульсии, обеспечивающей повышение удельной продуктивности ГС на стадии ее заканчивания.

Основные результаты исследований были использованы при бурении 479-ой и 480-ой ГС на Елшано-Курдюмском ПХГ. Годовой экономический эффект составил 670 тыс. руб. в ценах 1999 г.

Данные разработки включены в проекты строительства ГС на ПХГ Саратовской области.

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на заседании секции "Техника и технология бурения скважин" НТС ОАО "Газпром" (г.Ставрополь, сентябрь, 1998), на межотраслевой научно-практической конференции "Техника и технология вскрытия продуктивных пластов при депрессии на пласт" (г. Анапа, октябрь, 1998), на научно-технических совещаниях ОАО "Газпром" (г. Саратов, октябрь, 1997) и П "Югтрансгаз" (г. Саратов, январь, 1998), на расширенном заседании кафедры бурения нефтяных и газовых скважин Северо -Кавказского Государственного технического университета (г.Ставрополь, декабрь, 1998).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 6 научно-технических работ.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы из 115 наименований и приложения.

4.5. Выводы и рекомендации

1. Приведенный комплекс промысловых исследований влияния кафторового бурового раствора на устойчивость глинистых скважин и качества вскрытия продуктивных горизонтов убедительно подтвердил высокое качество этого раствора.

2. Показано, что применение пенокислотной эмульсии для восстановления проницаемости продуктивного пласта в горизонтальной скважине способно кратно повысить эффективность кислотной обработки.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Подводя итоги выполненных исследований , необходимо отметить, что широкое распространение бурения горизонтальных скважин значительно обострило проблему сохранения устойчивости глинистых стенок скважины и естественной проницаемости продуктивных пластов. В этой связи создание новых ингибирующих буровых растворов на основе дешевых, доступных материалов, обладающих достаточной ингибирую-щей способностью для сохранения устойчивости глинистых стенок скважины и качественного вскрытия продуктивного пласта, представляет собой важную задачу.

В ходе решения этой задачи нами получены следующие результаты:

1. На основе проведения комплекса лабораторных и промысловых исследований изучены закономерности набухания тульских и бобриковских глин, входящих в разрез площадей бурения Саратовской области.

2. Показана принципиальная возможность использования нового бурового раствора на основе ингибирующего материала "Кафтор", являющегося массовым отходом стекольной промышленности.

3. Доказано, что применение кафтора в качестве твердой фазы полимерного бурового раствора дает возможность получить достаточное содержание ингибирующих ионов кальция и кислоторастворимую твердую фазу.

4. Установлено, что использование бурового раствора на основе кафтора позволит сохранить естественную проницае

113 мость продуктивного пласта по сравнению с традиционными буровыми растворами.

5. Показано, что применение кафторового материла дает возможность практически полного восстановления проницаемости коллектора с помощью кислотной обработки.

6. Разработаны рецептура и технология применения пено-кислотной эмульсии, обладающей большей эффективностью при обработке продуктивных пластов горизонтальных скважин по сравнению с традиционной соляно-кислотной обработкой.

7. Применение кафторового бурового раствора позволило получить годовой экономический эффект в размере 670 тыс. руб. в ценах 1999 г.

1. Стратегия развития газовой промышленности России. Под общ.ред. Р.И.Вяхирева и А.А.Макарова. М.: Энергоатом-издат, 1997.

2. Решение научно-технического совета ОАО «Газпром» по вопросам заканчивания скважин. 12-13 сентября 1998 г., Ставрополь.

3. Мискарли А.Х., Байрамов А.Н. Промывочные жидкости для бурения скважин на мезозойские отложения. /Азербайд. нефтяное хозяйство.- 1970.- № 10.

4. Гнатенко В.В. Эффективность обработки буровых растворов акриловыми полимерами при бурении неустойчивых пород. /РНТС Бурение.-1977.- № 8.

5. Усачев Н.С., Давыдов Ю.Д., Солонин А.П. Практика борьбы с осложнениями при бурении скважин. М.: Недра, 1966.

6. Лисанец В.Ю. Эффективность применения ингибирован-ных буровых растворов при бурении глубоких скважин в центральной части Днепрово-Донецкой впадины. /РНТС Бурение.-1978.-№ 2.

7. Николаев В.В. и др. Опыт применения бурового инверт-но-эмульсионного раствора при бурении скважин на Сахалине. /Николаев В.В. и др //РНТС Бурение.- 1983.- № 11.

8. Промышленные испытания бурового гель-раствора при проводке скважин в сложных условиях. /Белов В.П и др. //РНТС Бурение.- 1975.- № 2.- С. 18-20.

9. Новиков В.С., Шоранович А.Ф. Опыт применения ХКР при разбуривании неустойчивых глинистых пород. /РНТС Бурение.- 1968.- № 4.- С. 17-21.

10. Теория и практика заканчивания скважин: в 5т. /А.И.Булатов, П.П.Макаренко, В.Ф.Будников и др. Под ред. А.И.Булатова. М.: Недра, 1997. - т. 1.

11. Тагиров K.M. Разработка методов вскрытия газоносных пластов с аномальными давлениями; Дис. д-ра техн.наук. М.: 1988 (ВНИИгаз).

12. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. М.: Госгортехнадзор России, 1998. (РД 08-200-98).

13. Иванюта М.М. Геолого-физические аспекты вскрытия и обработки пластов при поисках и разведке нефтяных и газовых месторождений: Дис. д-ра геолого-минерал. Наук.: -Львов,1975 (УкрНИГРИ).

14. Рахимов А.К. Вскрытие пластов и крепление скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений (на примере Средней Азии). Ташкент.: ФАН, 1980.

15. Тагиров K.M., Гноевых А.Н., Лобкин А.Н. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями. М.: Недра, 1996.

16. Вяхирев В.И. Бурение и заканчивание газовых скважин в условиях Заполярья (проблемы, решения, оригинальные технологии): Автореф. дис.д-ра техн. наук. Тюмень.: 1999 (ТГНУ).

17. Кацуров И.Н. Механика горных пород. М.: Недра,1981.

18. Сеид-Рза М.К., Исмаилов Ш.И., Орман Л.М. Устойчивость стенок скважин. М.: Недра, 1981.

19. Шищенко Р.И., Швейцер П.З. Утяжеленные глинистые растворы для борьбы с обвалами. /Азербайдж. нефт. хоз-во.-1976.- № 4.- С. 15-17.

20. Устойчивость горных пород при бурении скважин на большие глубины. Сеид-Рза М.К. и др М.: Недра, 1972.

21. Симонянц Л.Е., Лозгачев Е.Г., Кеворков С.А. Общая задача разрушения горных пород и прочность приствольной части глубокой необсаженной скважины. -/Нефтяное хозяйство.-1971.- № 2. С. 41-46.

22. Симонянц Л.Е. Исследование статической прочности приствольной части необсаженной скважины. /Известия вузов. Нефть и газ.- 1970.-№ 39.- С. 17-19.

23. Желтов Ю.П. Деформация горных пород. М.: Недра,1966.

24. Войтенко B.C. Управление горным давлением при бурении скважин. М.: Недра, 1985.

25. Ребиндер П.А., Шрейнер Л.А., Жигач К.Ф. Понизители твердости в бурении. М.: АН СССР, 1994.

26. Ребиндер П.А. Физико-химическая механика дисперсных систем. М.: Недра, 1966.

27. Гольдштейн М.Н. Механические свойства грунтов. Т. 1 и 2. М.: Стройиздат. 1971, 1973.

28. Быстров Н.М., Мавлютов М.Р., Тимохин И.М. Буровые растворы для проводки скважин в Неустойчивых породах Прикаспийского нефтегазоносного региона. О.И., серия Техника и технология геолого-разведочных работ. 1988.

29. Мариампольский H.A., Рябченко В.И. О механизме действия реагентов-регуляторов структурно-механических свойств глинистых растворов. В кн.: Буровые растворы и крепление скважин. Краснодар, 1971.

30. Симонянц Jl.Е., Лозгачев Е.Г., Кеворков С.А. Общая задача разрушения горных пород и прочность приствольной части глубокой необсаженной скважины. -/Нефтяное хозяйство.-1971.- № 2. С. 41-46.

31. Симонянц Л.Е. Исследование статической прочности приствольной части необсаженной скважины. /Известия вузов. Нефть и газ.- 1970.-№ 39.- С. 17-19.

32. Желтов Ю.П. Деформация горных пород. М.: Недра,1966.

33. Войтенко B.C. Управление горным давлением при бурении скважин. М.: Недра, 1985.

34. Ребиндер П.А., Шрейнер Л.А., Жигач К.Ф. Понизители твердости в бурении. М.: АН СССР, 1994.

35. Ребиндер П.А. Физико-химическая механика дисперсных систем. М.: Недра, 1966.

36. Гольдштейн М.Н. Механические свойства грунтов. Т. 1 и 2. М.: Стройиздат. 1971, 1973.

37. Быстров Н.М., Мавлютов М.Р., Тимохин И.М. Буровые растворы для проводки скважин в неустойчивых породах Прикаспийского нефтегазоносного региона. О.И., серия Техника и технология геолого-разведочных работ. 1988.

38. Мариампольский H.A., Рябченко В.И. О механизме действия реагентов-регуляторов структурно-механических свойств глинистых растворов. В кн.: Буровые растворы и крепление скважин. Краснодар, 1971.

39. Ахмадеев Р.Г., Данюшевский B.C. Химия промывочных и тампонажных жидкостей. М.: Недра, 1981.

40. Тищенко Д.В., Флейшер С. Органические понизители вязкости в бурении. -/ Журнал прикладной химии.- 1973,- № 3.

41. Грим P.E. Минералогия глин. М.: Ин.лит-ра, 1959.

42. Овчаренко Ф.Д. Гидрофильность глин и глинистых минералов. Киев, 1961.

43. Овчаренко Ф.Д., Ничипоренко С.П., Круглицкий H.H. Палыгорскит в бурении. Киев.: Техника, 1966.

44. Овчаренко Ф.Д., Ничипоренко С.П., Круглицкий H.H. Термосолеустойчивые промывочные жидкости на основе палы-горскита. М.: Недра, 1970.

45. Паус К.Ф. Буровые промывочные жидкости. М.: Недра, 1967.

46. Рябченко В.И., Мариампольский H.A., Пеньков А.И. Регулирование физико-химических свойств буровых растворов поверхностно-активными веществами. /Нефтяное хозяйство. -1976.-№7.

47. Александрович Х.М. Основы применения реагентов при флотации калийных руд. Минск.: Наука и техника, 1973.

48. Ангелопуло O.K., Подгорнов В.М., Аваков В.Э. Буровые растворы для осложненных условий. М.: Недра, 1988.

49. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. М.: Недра, 1972.

50. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. М.: Недра, 1984.

51. Баранов B.C. Водоотдача глинистых растворов. Грозный: Обл. Издат, 1947.

52. Шамсиев A.A. Обвалы пород при бурении нефтяных и газовых скважин. Баку.: Азернешр, 1955.

53. Ятров С.Н. Промывочные жидкости в бурении скважин. М.: Гостоптехиздат, 1960.

54. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин. М.: Недра, 1984.

55. Баранов B.C. Глинистые растворы для бурения скважин в осложненных условиях. М.: Гостоптехиздат, 1955.

56. Вопросы длительной устойчивости стенок скважин./ М.К.Сеид-Рза. и др. Баку.: Азернешр, 1969.

57. Принципы контроля буровых растворов. М.: Гостоптехиздат, 1957.

58. Роджерс В.Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей для бурения нефтяных скважин. М.: Недра, 1957.

59. Пеньков А.И., Панченко Г.Г. Влияние водоотдачи буровых растворов на возникновение прихватов. /РНТС Бурение.-1970,- № 5.- С. 6-8.

60. Лопатин Б.А., Мухин Л.К. Анализ осложнений при бурении глубоких скважин в неустойчивых глинистых породах. -ОИ, сер. Бурение. ВНИИОЭНГ, 1964.- вып. 7.- С. 5-7.

61. Пеньков А.И., Шрейнер Л.А. Применение кальциевых растворов в Туркмении. /РНТС Бурение.- 1967.- № 3.- С. 20-22.

62. Борьба с обвалами при бурении скважин. М: ОНТИ НКТП, 1937 (сборник).

63. Жуховицкий С.Ю. Глинистые растворы в бурении. М.: Гостоптехиздат, 1955.

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

65. Кодзаев Ю.В. Бурение разведочных горизонтальных скважин. М.: Недра, 1978.

66. Григорян А.Н. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. М.: Недра, 1969.

67. Пеньков А.И., Никитин Б.А., Филиппов Е.Ф. Методы регламентирования свойств буровых растворов для горизонтальных скважин. В сб.: Вопросы промывки скважин с горизонтальными участками ствола. - Краснодар, 1998.- С. 9-15 (сб. научн. тр. ОАО НПО «Бурение»).

68. Михеев B.J1. Технологические свойства буровых растворов. М.: Недра, 1979.

69. Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам. М.: Недра, 1979.

70. Жигач К.Ф., Мухин J1.K., Демишев В.Н. Рецептуры растворов на нефтяной основе. В кн.: Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.: ГТТИ, 1958, Т. 1.

71. Johancsik С.A., Griwe W.R. Oil-based mud reduces borehole problems. /Oil and Gas J. 1987, Uol 85, № 17, p. 46-58

72. Каширин B.C., Попов Б.В., Алчин Э.Н. Буровые растворы для осложненных условий. М.: ВНИИОЭНГ, 1971.

73. Macdonald С.A., Grieve W.R. Performace of oil-based drilling fluids on offshore Canadian lands. J.Canadian Petrol. Technol, 1988, Uol. 27, № 5, p. 50-52.

74. Braden S. Oil muds score high in anadarko evaluation. /Oil and Gas J. - 1987, Uol. 85, № 17, p. 46-58.

75. Клаппер Д.К., Соллобери Д. Новые эмульгаторы для растворов на углеводородной основе. /Нефть, газ, нефтехимия за рубежом, 1984.- № П.- С. 34-38.

76. Валов А.Г. Известково-битумный раствор с улучшенными реологическими свойствами. /Нефтяное хозяйство, 1983.- № 8.- С. 13-15.

77. Инструкция по рецептурам, технологии приготовления и химической обработке буровых растворов. РД-39-0147009-73489.

78. Кистер Э.Г., Губарева Т.П. Кальциевые глинистые растворы. В кн.: Глинистые растворы в бурении. - М.: Гостоптех-издат, 1963.- С. 123-139.

79. Кистер Э.Г., Липкес М.И. Хлоркальциевые глинистые растворы. /Нефтяное хозяйство, 1962.- № 5.- С. 17-20.

80. Hemphill Т. Using potassium to stabilize Gulf of Mexico shals/ World Oil, 1989, IX, Uol. 200, № 5, p. 81-88, 90.

81. Предотвращение осложнений в процессе бурения скважин с применением хлоркалилиевого бурового раствора.-/ С.Г.Магеррашев и др.- //Азербад. нефт. хоз-во, 1987.- № 9.- С. 58-60.

82. Ханмамедов М.А., Керимов Н.К. Некоторые причины осложнений и аварий, возникающих при бурении скважин на шельфе Каспийского моря. В кн.: Проблемы повышения качества и скоростей строительства газовых и морских нефтяных скважин. - Баку, 1988.- С. 81-85.

83. Мухитдинов К.М., Шарипов А.С. Разработка рецептуры хлоркалиевого раствора для бурения глинистых отложений Сурхадарьинской впадины. Тр. ин-та геологии и разведки нефт. и газ. месторождений, 1986.- № 58.- С. 32-37.

84. Иванников В.И., Дедусенко Г.Я., Липкес М.И. Поли-мербентонитовые растворы с малым содержанием твердой фазы и опыт их применения. Тр. ВНИИБТ, 1979.-вып. 14.- С. 30-36.

85. Дедусенко Г.Я., Иванников В.И., Липкес М.И. Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы. М.: Недра, 1985.

86. Городнов В.Д., Артамонов В.И., Коновалов Е.А. Получение полимерных буровых растворов на основе КМЦ. -/Нефтяное хозяйство, 1986.- № 1.- С.25 28.

87. Допилко Л.И., Неудачина В.И., Фомина Е.А. Применение полимерного раствора на основе метаса при бурении неустойчивых отложений карбона. В кн.: Пути повышения скорости бурения скважин в отложениях Укрнефть и Беларусьнефть. - Киев, 1988.- С.57 - 62.

88. Неудачина В.И., Фомина Е.А. Применение сополимера М-14В при проводке скважин с температурой на забое выше 200Сю /РНТС Бурение, 1970.-№ 10.- С.22.

89. Коротко О.Н., Сидоров Т.К., Соколова И.Е. Бурение скважин в неустойчивых породах. ЭИ Сер. Бурение. Отечественный опыт. - М.: ВНИИОЭНГ, 1986.- № 2.

90. Курочкин Б.М., Кружикова О.Н. Применение полиокси-этилена при бурении скважин в осложненных условиях. -/Нефтяное хозяйство, 1989.- № 5.- С.15 17.

91. Обработка буровых растворов полиакриламидом и кремнийорганической жидкостью. /Гарьян С.А. и др.-//Нефтяное хозяйство, 1982.- № 8.- С.8 - 12.

92. Пырин И.Б., Шарафутдинов Ф.М. Опыт применения акриловых полимеров в Красноленинском УБР № 2. В кн.: Эффективность вскрытия и методов оценки сложно построенных продуктивных пластов при бурении и опробовании глубоких разведочных скважин. Тюмень, 1990.

93. Полимерные буровые растворы. /Сидоров H.A. и др.-ОИ Сер. Техника и технология бурения скважин. - М.: ВНИИО-ЭНГ, 1982, вып. 18.

94. Допилко Л.И., Лужаница В.Н., Мирошниченко Н.Л. Эффективность применения полимера марки ДК-Дрилл А-1. -/Нефтяная и газовая промышленность. Киев, 1988.- № 1.- С. 28- 29.

95. Технология получения и результаты промышленного применения безглинистого полимерсолевого бурового раствора.- /Крысин Н.И. и др // РНТС Бурение.- № 9.- 1981.- С.15 17.

96. Биополимер БП-1 новый химический реагент для обработки буровых растворов. -/ Дедусенко Г.Я. и др.-// ЭИ ППО Бурение - М.: ВНИИОЭНГ, 1980.- С. 8 - 20.

97. Андерсон Б.А., Шарипов А.У., Минхайров К.Л. Полимерные буровые растворы за рубежом. ОИ Сер. Бурение. - М.: ВНИИОЭНГ, 1980.

98. Jones D., Love C.N. РНРА drilling fluid produces problemfree, in-gange holes.- World Oil, 1989, Vol.209, No 1, p. 64 68.

99. Chessen B.O. Design consideration for inhibitive stable water-based mud system. SPE Drilling Eng., 1987, No 4, pp. 331 - 336.

100. Исследования эффективности действия комплексонов на буровые растворы. /Лимановский В.М. и др.- //Нефтяное хозяйство, 1985.- № 12.- С. 17 - 18.

101. Beck F.F., Powel I.W., Zamora M.A. Clarified Xanthan Drillin Fluid for Preedhol Bay Horizontal Wells. SPE paper 25767.

102. Drilling fluid improve high-angle production. Petrol Eng. Int., 1995, Vol.67, No 4, pp. 5 - 8, 10 - 11.

103. Эффективность строительства горизонтальных скважин.- / Тагиров K.M., Нифантов В.И., Гаспарян В.Р., Нифантова Е.П. / Тезисы доклада 2-го Международного семинара «Горизонтальные скважины». М.: 1997.- С. 21-22 (ГАНГ им. И.М.Губкина).

104. Сорочан Е.А., Горлова А.Р. Рекомендации по лабораторным методам определения характеристик набухающих грунтов. М.: Стройиздат, 1974.

105. Методические указания по применению статистических методов в бурении нефтяных и газовых скважин. / А.Л.Мирзаджанзаде, А.Г.Аветисов, А.И.Булатов, В.И.Крылов, А.С.Макарян. Краснодар, 1983.

106. Куковский Е.Г. Особенности строительства и физико-химические свойства глинистых минералов. Киев.: Наукова думка, 1966.

107. Очистка ствола горизонтальной скважины. /Лаврентьев B.C. и др. -// Газовая промышленность, 1998.- № 1.-С. 41-42.

108. Заканчивание горизонтальной скважины Елшано-Курдюмского ПХГ. /Лаврентьев B.C. и др.-// Газовая промышленность, 1997.- № 12.- С. 38-39.

109. Заканчивание газовой скважины с горизонтальным стволом в продуктивной части пласта на Елшано-Курдюмском ПХГ. /Лаврентьев B.C. и др. -//Нефтяное хозяйство, 1998.- № 12.- С. 43-45.

110. Лабораторные исследования тульских и бобриковских глин Елшано-Курдюмского ПХГ. / Нифантов В.И., Шамшин

111. B.И., Алексеев М.И., Лаврентьев B.C. и др. //Газовая промышленность, 1997.- № 9.- С. 38-39.

112. Технология бурения и крепления скважин на ПХГ в сложных условиях. / Тагиров K.M., Нифантов В.И., Акопов

113. C.А., Гноевых А.Н., Рябоконь A.A., Лихушин A.M., Лаврентьев B.C. В сб.: Совершенствование технологии заканчивания скважин. - М.: ИРЦ Газпром, 1998.- С. 149-152.

114. Сеид-Рза М.К., Исмайылов Ш.И., Орман Л.М. Устойчивость стенок скважин. М.: Недра, 1981.

115. Кистер Э.Г. Современные задачи в области создания и применения буровых растворов. /Нефтяное хозяйство, 1972.- № 12.- С. 15-18.

116. Крысин Н.И., Скороходова Т.А., Крысина Т.И. Применение побочных продуктов и отходов производства для приготовления буровых растворов. М.: Изд. ЦП НТО НГП им. И.М.Губкина),1986.

117. Рябченко В.И. Управление свойствами буровых растворов. М.: Недра, 1990.

118. Буровые растворы на водной основе и химические реагенты для регулирования их свойств. Справочное пособие, сот. Абрамова Е.И., Гарьян С.А., Лимановский В.М. и др. Краснодар, 1979 (ВНИИКрнефть).

119. Ш.Аветисян Н.Г., Шеметов В.Ю. Предупреждение нарушения устойчивости горных пород под действием осмотического массопереноса. М.: ВНИИОЭНГ, 1980.

120. Отчет о НИР «Разработать и внедрить технические и технологические решения, повышающие эффективность работы скважин ПХГ». Задание 5 «Разработать и внедрить технологию поинтервального освоения скважины № 480 Елшано125

121. Курдюмского ПХГ горизонтальным участком ствола», договор 12Г/96.98, Ставрополь, 1998 (фонды СевКавНИПИгаза).

122. Долгов C.B., Бекетов С.Б. Технология интенсификации добычи газа в скважинах ПХГ Чирен. В кн.: Строительство газовых и газоконденсатных скважин. - М.: - 1993, С. 66-68 (труды ВНИИгаза).

123. Повышение качества вскрытия Кизеловского горизонта на Елшано-Курдюмском ПХГ-/ Нифантов В.И.,Лаврентьев B.C. и др.// В кн.: Строительство газовых и газоконденсатных скважин .- М.: 1998.-С. 143-146 (Тр. ВНИИгаза и СевКавНИПИгаза)1. РАСЧЕТ

124. Экономического эффекта от применения кафторового бурового раствора для разбуривания неустойчивых тульских глин в горизонтальной скважине 479 Елшано1. Курдюмской площади

125. Основным фактором, обеспечивающим экономический эффект, является сокращение времени на проводку скважины в следствие исключения осложнений, обусловленных потерей устойчивости глинистых пород.

126. Расчет экономического эффекта производился по формуле э= (С1 С2) -А1 • Кигде С1 себестоимость затрат в базовом варианте в интервале бурения 823-1099 м.

127. С2- себестоимость затрат в новом варианте, в интервале бурения 1099-1260 м.• А1 количество скважин

128. Количество и стоимость материалов

129. Наименование Цена (тыс.руб) Един, измер Базовый вариант интервал 823-1099 Новый вариант интервал 1099-1260

130. Кол-во Стоимость Кол-во Стоимость1 2 3 4 5 6 7

131. Нефть 290 м3 28,5 8265 12 3480кмц 14,308 тн 3,1 44534,8 5,6 80124,8

132. ФХЛС 3884 0,3 1165,2 0 2330,41. Глина 100 32 12800 -

133. Сода каустическ 2500 0,41 1025 1,0 25001. НТФ 29000 0,89 25810 -

134. Графит 317 4,9 1553,3 8,5 2694,5

135. Лигносульфонат 3884 1,375 5340,5 -

136. Сода кальцинир. 2500 0,2 500 -1. Полимер 330 м3 9,3 3069 1. Барит 400 тн - 14 5600

137. Биодобавка "Жирма" 2500 м3 - 3 7500

138. СШ-10 5437 м3 0,1 543,7 0,06 326,21. Кафтор 104 тн - 145 150801. КССБ 3884 0,9 3495,6 -

139. ВСЕГО 107922,1 1 19635,91.. Затраты, зависящие от времени

140. Стоимость часа работы БУ-75 по затратам, 87,80

141. Коэффициент индексации 1712 Время, затраченное на проводку