автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Повышение эффективности буровых работ в условиях аномальных давлений и сохранение естественной проницаемости продуктивных пластов

РГБ ОД * 3 МАГ 2110

На правах рукописи

КАЗАКОВ Владимир Александрович

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ БУРОВЫХ РАБОТ В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНЫХ ДАВЛЕНИЙ И СОХРАНЕНИЕ ЕСТЕСТВЕННОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ (На примере Ковыктинского газоконденсатного месторождения)

Специальность 05.15.10 «Бурение скважин»

Автореферат

Диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Краснодар - 2000

\

Работа выполнена в открытом акционерном обществе «Научно-производственном объединении «Бурение» (ОАО НПО «Бурение»).

Научный руководитель

Заслуженный изобретатель РФ, доктор технических наук, профессор Рябоконь С.А.

Официальные оппоненты

Заслуженный деятель науки РФ, доктор технических наук, профессор Ашрафьян М.О.

кандидат технических наук Миненков В.М.

Ведущее предприятие

Государственное Унитарное Геологическое предприятие «ВостСибнефтегазгеология»

Защита состоится 4 апреля 2000 г. в 9 часов на заседании диссертационного Совета Д 104.04.01 при ОАО «НПО «Бурение» по адресу: 350063, г.Краснодар, ул. Мира, 34.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке НПО «Бурение».

Автореферат разослан « X ^ » февраля 2000 г.

Ваши отзывы в двух экземплярах, заверенные гербовой печатью организации, просим направлять по указанному адресу на имя ученого секретаря диссертационного совета.

Ученый секретарь ^

диссертационного совета, к.т.н. у-/^^ ¿'Ч?--*- Л.И.Рябова

/ С/ /?

Актуальность проблемы. Освоение нефтяных и газовых месторождений в Восточной Сибири представляет важную народно-хозяйственную задачу. Эффективность геолого-поискового и эксплуатационного бурения в значительной степени зависит от качества вскрытия продуктивных пластов и технико-экономических показателей проводки скважины.

Серьезным тормозом в освоении подобных месторождений является ряд проблем при строительстве скважин в солевых отложениях. Проводка скважины в соленых толщах сопряжена с большими трудностями. Изменение диаметра скважины приводит к осложнениям и авариям - образованию каверн и уступов. К засолено-глинистым и другим породам сцементированным солью, приурочены обвалообразования.

Применение тривиальных соленасыщенных растворов не исключает кавернообразования в интервале отложения солей из-за их растворения вследствие температурного градиента забой - устье. В интервале соленосных отложений возможно также наличие рапопроявляющих горизонтов с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД), близкими к геостатическому.

Все эти осложнения являются факторами, снижающими скорость бурения. Кроме того, с началом эксплуатационного бурения наклонно-направленными и горизонтальными скважинами накопленные технические решения оказались неприемлемыми в этих условиях. Плохая очистка скважины, избыточный крутящий момент, зашламление ствола, прихваты, потеря циркуляции, кольматация приствольной зоны и другие проблемы, как правило, являются следствием несоответствия бурового раствора условиям бурения сильно искривленных скважин.

Поэтому одной из актуальных проблем является разработка и внедрение буровых растворов, обеспечивающих высокие технико-экономические показатели бурения, сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов и оказывающих минимальное негативное воздействие на окружающую среду.

Для повышения эффективности буровых работ в условиях вскрытия хемогенных отложений большой мощности, характеризующихся АВПД и возможностью рапопроявлений требуется разработка бурового раствора обладающего большой плотностью, близкой к средней плотности горных пород, высокими смазочными свойствами, устойчивостью к поливалентной агрессии, способностью предотвращать растворение солей за счет температурного градиента забой - устье.

Для подсолевого (продуктивного) комплекса требуется разработка буровых растворов малой плотности, позволяющих вести бурение без поглощений, обладающих высокими смазочными свойствами и обеспечивающих сохранение первоначальной проницаемости продуктивного пласта.

Вопросам обеспечения надежности разобщения пластов уделяется большое внимание, постоянно совершенствуется техника и технология крепления, разрабатываются и модифицируются тампонажные растворы. Особенности крепления скважин в солевых отложениях требуют качественного разобщения терригенного и хемогенного комплексов, предотвращение растворения солей в контакте с цементом, предотвращения образования каналов по которым возможно движение флюида, крепление сверхтяжелыми тампонажными растворами.

Ковыктинское газоконденсатное месторождение (КГКМ), расположенное в Иркутской области, характеризуется высокодебитным по газу продуктивным Парфёновским горизонтом залегающим на глубине более 3100 м под мощными галогеновыми отложениями.

Перспективным направлением снижения отрицательного воздействия на пласт является применение полисахаридных ингибирующих буровых растворов с низкими значениями межфазного натяжения на границе "фильтрат бурового раствора - углеводород" и тампонажных материалов с минимальной фильтатоотдачей.

Однако применение названных растворов в условиях бурения и цементирования солевого и подсолевого комплексов не достаточно изучено и сдерживается, из-за отсутствия высокоэффективных химреагентов и современных технологий, обеспечивающих качественное бурение и цементирование солевых горизонтов и вскрытие продуктивных пластов. В связи с этим совершенствование и разработка технико-технологических средств при бурении, креплении скважин в хемогенных отложениях с рапопроявлениями в условиях АВПД и вскрытия продуктивных газонасыщенных горизонтов с сохранением естественной проницаемости продуктивных пластов в условиях АНПД - задача весьма актуальная.

Решение этой актуальной проблемы определило цель настоящей работы и задачи исследования.

Цель работы. Повышение эффективности и качества строительства скважин, сохранение естественной проницаемости продуктивных пластов путем разработки и исследований технологий и технических средств промывки и крепления скважин в условиях аномальных давлений на примере Ковыктинского газоконденсатного месторождения.

Основные задачи исследований

1. Аналитическая оценка геолого-промысловых условий строительства скважин на Ковыктинском ГКМ и анализ существующих технологий и технических средств, применяемых при строительстве скважин с

солевыми горизонтами и рапопроявлениями в условиях АВПД и вскрытия продуктивных пластов в условиях АНПД.

2. Разработка рецептур соленасыщенных сверхтяжелых буровых растворов для бурения солевых горизонтов с возможностью рапопрояв-ления в условиях АВПД с применением новых химреагентов и материалов.

3. Разработка и оптимизация рецептуры ингибирующих буровых растворов для качественного вскрытия в условиях АНПД продуктивных горизонтов Ковыктинского ГКМ.

4. Экспериментальные и теоретические исследования разработки тяжелых и сверхтяжелых тампонажных засоленных растворов, применяемых при вскрытии и разобщении пластов нефтяных и газовых скважин.

5. Усовершенствование технологических решений и технологических средств цементирования скважин.

6. Промышленное внедрение результатов исследований.

Научная новизна

1. Впервые разработаны соленасыщенные свехутяжеленные полимер-эмульсионные глинистые буровые растворы на основе сочетания полисахаридов сульфацелл и крахмал, эмульсии ФК 2000 Плюс, лигно-сульфонатных разжижителей (ЛСТ, Лигнотин) и утяжелителя Магбар, которые обеспечивают стабильные технологические параметры при плотностях до 2500 кг/м8.

2. Впервые изучено и показано, что полимер-эмульсионная ингиби-рующая система раствора с плотностями 1030 - 1080 кг/м3 на основе полисахаридных реагентов, эмульсии ФК-2000 Плюс и разбавленных растворов солей КаС1, К2С03 или разбавленной рапы хлоркальций-маг-ниевого типа, не оказывает отрицательного влияния на проницаемость подсолевых песчаников с АНПД вскрываемых горизонтальными стволами.

3. Обобщены и углублены научные представления о процессах адсорбции, гидратации и фазообразования цементных минералов в присутствии суперпластификатора и ускорителей сроков схватывания тампонажных систем.

Установлено, что добавки электролитов совместно с суперпластификатором способствуют формированию наиболее оптимальной поровой структуры цементного камня и повышению его прочности.

4. Теоретически обоснована и экспериментально доказана возможность повышения эффективности утяжеленных и сверхутяжеленных тампонажных цементов путем комбинирования цемента с утяжеляющими добавками и направленным модифицированием с помощью реагентов пластификаторов и структурообразователей.

Практическая ценность

На основании теоретических и промысловых исследований автором разработаны и внедрены:

1. Соленасыщенные утяжеленные полимер-эмульсионные глинистые буровые растворы с плотностями до 2500 кг/м8 для бурения в солевых отложениях и в условиях АВПД рапопроявлений с применением сульфацелла, органической эмульсии ФК 2000 Плюс и утяжелителя Магбар.

2. Разработан и применен в условиях Ковыктинского ГКМ состав ингибирующего бурового раствора на основе полисахаридов (сульфа-целл, КМЦ, крахмал) и эмульсии ФК-2000 Плюс, обладающей низкими фильтрационными свойствами и величинами межфазного натяжения и высокими смазочными свойствами для вскрытия горизонтальными стволами продуктивных пластов в условиях АНПД.

3. Разработаны рецептуры тампонажных растворов, обеспечивающие качественное цементирование скважины в условиях АВПД в солевых отложениях и при раполроявлениях, предложены способы их приготовления.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на международной конференции «Восточная энергетическая политика России и проблемы интеграции в энергетическое пространство Азиатско-Тихоокеанского региона» (22-26 сентября 1998 г. г.Иркутск), координационных совещаниях (г. Анапа, 26-29 мая, 27-30 сентября 1999 г.) «Технология и материалы для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин», ученых советах ОАО НПО «Бурение» (г.Краснодар), совещаниях и технических советах ОАО Компании «РУСИА Петролеум» (г.Иркутск), симпозиуме по полезным ископаемым и энергетическим ресурсам Китая и Восточной Азии 2000 г. (г.Денвер, Штат Колорадо, США, 22-26 января 2000 г.).

Публикации

Основные положения диссертации опубликованы в 6 печатных работах и 1 руководящем документе.

Объем и структура работы:

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающих 115 наименований.

Работа содержит 176 страниц текста, 42 рисунка, 68 таблиц и 5 приложений.

I. В первой главе дан анализ горно-геологических и технических условий строительства скважин на Ковыктинском ГКМ, основанный на результатах исследований, проектирования, бурения и эксплуатации скважин.

Ковыктинское месторождение (КГКМ) расположено в центральной части Иркутского амфитеатра в пределах Ангаро-Ленской тектонической ступени и тяготеет к северо-восточной оконечности Жигаловского соляного вала.

Его площадь составляет 2862 км2. Запасы газа, утвержденные в ЦКЗ РФ, составляют 870 млрд.м3. Глубина залегания продуктивного горизонта 3100 - 3200 м, пластовое давление 25,7 МПа. Промышленная газоносность КГКМ связана с песчаниками парфеновского горизонта.

Парфеновский горизонт приурочен к верхней части терригенных отложений нижнемогской лодсвиты, выделяется в объеме песчаников и прослеживается по площади повсеместно, перекрывается 7 - 17 м пачками алевролито-глиниотых пород. Содержание песчаников в разрезе горизонта колеблется от 57 до 94 %. Толщина горизонта изменяется от 24 до 75,6 м. Парфеновский горизонт подразделяется на верхний пласт 1 и нижний пласт 2. Пласт 2, залегающий в нижней части парфеновского горизонта, прослеживается на площади повсеместно и на данном этапе разведанности месторождения является основным продуктивным пластом с газонасыщенными породами-коллекторами, сложен песчаниками с редкими ритмичными прослоями алевролитов и аргиллитов. Толщина пласта колеблется от 24,0 до 40,8 м. Средневзвешенные значения пористости в эффективной части пласта 11 - 15 %. Средняя газопроницаемость 0,98 - 91,45 мкм2, максимально 839 - 990 мкм2.

Осадочный чехол представлен тремя структурными комплексами пород: надсолевой, солевой и подсолевой.

Наиболее сложным тектоническим строением отличаются надсолевой и солевой комплексы, что обусловлено, в основном интенсивными проявлениями соляного тектогенеза.

Главной особенностью галогенно-карбонагных отложений, залегающих на глубинах - 1200-^2500 м, является локальное развитие в них аномально-высоких пластовых давлений, приближающихся по величине к геостатическому. По данным разведочных буровых работ АВПД приурочены к нижней части солевого комплекса, к его Вельской и Усольской свитам, и связаны с так называемыми «рапоносными» доломитами.

В отечественной литературе за последние 25 лет опубликовано большое количество работ таких ученых как Ананьев А.Н., Ангелопуло O.K., Городнов В.Д., КистерЭ.Г., Коновалов Е.А., Крысин Н.И., Кудряшов Б.В., Липкес М.И., Мавлютов М.Р., Мамаджанов У.Д., Мухин JI.K., Пеньков А.И., Фукс Б.А. и др., посвященных вопросам проводки скважин в солях,

круг исследований довольно широк: разработка рецептур буровых растворов для бурения скважин в хемогенных отложениях, уменьшение размыва стенок скважины, повышение качества крепления скважин в условиях магнезиальной агрессии, улучшение качества сцепления цементного камня с солями и т.д.

Однако публикаций, посвященных вопросам бурения и крепления скважин в условиях АВПД рапопроявлений, весьма мало. Большинство разведочных скважин с интенсивными рапопроявлениями в 80 - 90-х годах на площадях Восточно-Кубанской впадины, Оренбургской области, Прикаспийской впадины, в Средней Азии на территории Чарджоус-кой ступени и др., были ликвидированы вследствие отсутствия необходимых технических и технологических решений, в том числе отсутствия материалов и химреагентов, устойчивых в условиях полиминеральной агрессии, для приготовления буровых растворов с плотностями до 2350 - 2500 кг/м2 , обеспечивающих подавление в условиях АВПД притока рассолов (рапы).

Анализ промысловых данных бурения солевого комплекса КГКМ показывает, что применяемые соленасыщенные промывочные жидкости на основе эфяров целлюлозы - сульфацелла, КМЦ, ЭКР - 2,2 %, палыгорскитовой глины - 2,0 %, соапстока МЖК - 5,0 %, и МаС1 до насыщения не обеспечивают в полной мере предотвращение размыва хемогенных отложений солевого комплекса (см. на рис. 1 каверног-рамму скв. 54 Ковыктинского ГКМ).

Другой особенностью строительства и заканчивания скважин на КГКМ является бурение подсолевого комплекса, а также вскрытие продуктивных пластов в условиях АНПД. Пластовое давление промышленной залежи пласта П2 Парфеновского горизонта составляет 25,7 МПа, пластовая температура 57 °С при средней глубине залегания кровли продуктивного горизонта 3100 - 3200 м имеет место дефицит пластового давления относительно условного гидростатического.

В случае перекрытия промежуточной колонной рапоносных горизонтов и галогенов, бурение и первичное вскрытие подсолевого комплекса может быть осуществлено на водных ингибирующих буровых растворах с плотностями 1020 - 1100 кг/м3. Иной становится задача, когда возникает необходимость бурения подсолевого комплекса без перекрытия колонной или хвостовиком солевого комплекса. В этом случае применимыми могут быть буровые растворы на нефтяной основе ИВР, инвергных эмульсий (ЭИБР, ВИЭР), на синтетической органической основе (РНСО), которые обеспечат необходимую плотность и минимальное отрицательное влияние на коллекторские свойства продуктивного пласта. Однако, вследствие сложности приготовления и пожароо-пасности используемых для этих целей материалов решение этой зада-

чи таким вариантом затруднено в условиях повышенных экологических требований на КГКМ.

В связи с этим актуальной становится задача разработки на водной основе полимер-эмульсионного ингибируюхцего экологически малоопасного бурового раствора с плотностями 1020 - 1080 кг/м3, не загрязняющего продуктивный пласт.

Применяемые в настоящее время на КГКМ, для бурения продуктивной части залежи, буровые растворы на основе разбавленной технической водой рапы до плотности 1050-1080 кг/м3, обработанные глино-порошком и стабилизированные реагентами стабилизаторами (ОЭЦ, ЭКР) и имеющие технологические параметры раствора: условная вязкость 25-30 с, статическое напряжение сдвига (СНС 1/10) - 20/30 дПа, фильтрацию - 4-6 см8, рН 8-10, не обеспечивают в полной мере решение этой задачи.

Анализ материалов по креплению скважин за период 1993-1998 г.г. показал, что технология крепления и, в частности, цементирования скважин Ковыктинского ГКМ подверглась заметному усовершенствованию. Принята более целесообразная конструкция скважин, рекомендовано применение более эффективных тампонажных материалов, способов и режимов цементирования промежуточных и эксплуатационной колонн и т.д. Однако, без должного внимания оказались вопросы цементирования колонн в условиях рапопроявления; крепления продуктивной зоны, разработка утяжеленных и сверх утяжеленных тампонажных растворов.

Разработкой утяжеленных и солестойких тампонажных материалов и их модификациями заяимались многие ученые: Новохатский Д.Ф., Толкачев Г.М., Березутский В.И., Булатов А.И., Агзамов Ф.А., Близню-ков В.Ю., Новеньков Ю.П. и др.

При анализе крепления скважины 101 (КГКМ) установлено, что первая секция и первая ступень в интервале 3390-1870 м цементировались магнезиально-фосфатным цементом (МФГР). Однако такие цементы могут быть использованы только для крепления скважин в магнезиальных солях.

При взаимодействии тампонажных растворов с пропластками би-шофита возникают две задачи. Первая состоит в увеличении объема системы бишофит-вода по Ю.П.Новеньков и В.Ю.Близнюков.

Вторая задача, обусловлена контракцией тампонажного раствора, уменьшением его объема в замкнутой системе на 2,5%. По мнению авторов основной упор следует сделать на взаимодействии бишофита с тампонажным раствором.

Самым важным фактором в свете всего вышеизложенного являются упруго-пластические свойства тампонажного раствора. Если невозможно избежать поступления жидкого флюида из каверны ни при

каких условиях, то заполняющий каверну тампонажный раствор должен обладать двумя непременными свойствами: должен быть пластичным; в нем не должно оставаться свободного жидкого флюида, способного фильтроваться через структуру цемента.

Магнезиальный цемент является более удачным вариантом тампо-нажного раствора для прохождения пропластков бишофита. Но в солях галита (растворе ИаС1) он теряет прочностные свойства, снижая прочность в 2-3 раза. Кроме того, он обладает высокими фильтрационными свойствами.

Что же касается влияния растворов хлорида натрия, то этот вопрос не имеет существенного значения, так как при прохождении пласта каменной соли применяется тампонажный раствор на основе портландцемента, а при прохождении пропластка бишофита применяется тампонажный раствор на основе магнезиального цемента.

Анализ опыта цементирования скважин в соленосных отложениях показывает, что растворы портландцемента и смеси с утяжелителями (гематит) не всегда схватываются в твердый непроницаемый камень. Это, по-видимому, происходит вследствие поглощения ионами магния, присутствующими в рапе, части извести портландцемента. Поэтому для надежного цементирования скважин совершенно необходим правильный выбор состава тампонажного раствора.

Выбор материала определяется следующими факторами: наличием в разрезе солей и агрессивных вод, градиентами пластовых давлений и статическими забойными температурами. Исследованиями установлено, что отложения галита не являются сильно агрессивными солями и не ограничивают применения того или иного тампонажного цемента. В этом случае необходимо лишь затворить цемент насыщенным раствором хлористого натрия плотностью 1180 - 1190 кг/м8.

Тип цемента, по плотности получаемого из него раствора, определяется градиентами пластовых давлений и коэффициентами гидроразрыва.

Для цементирования соленосных отложений и в случаях рапопро-явлений ВНИИКРнефтью предложена серия разработанных тампонаж-ных материалов: УЦГ-1,2, УШЦ-1,2-120, УШЦ1,2-200. Однако эти цементы схватываются в прочный камень при температурах 100 °С и более, при низких температурах схватываются длительное время. Поэтому для цементирования скважин на Ковыктинском месторождении необходимо изыскать новые типы тампонажного материала путем подбора оптимальных соотношений вяжущего (портландцементы) и наполнителя (барита и гематита) и испытания образцов из этих материалов в агрессивной среде карналлита, бишофита, естественной рапы.

II. Во второй главе дана разработка и оптимизация составов и свойств буровых растворов,расход материалов на приготовление и обработку буровых растворов в зависимости от применяемой системы очистки для бурения солевого и подсолевого структурного комплекса Ко-выктинского ГКМ.

При разработке рецептур буровых растворов для солевого комплекса нами использовались, по классификации впервые предложенной O.K. Ангелопуло, органические ингибиторы смешанного действия. В качестве ингибиторов нами применено сочетание полисахаридных реагентов (сульфацелл, крахмал) с эмульсией ФК-2000 Плюс. Данные растворы готовятся на основе насыщенного раствора хлористого натрия, дополнительно обработанного K2COg (П9СБР1), или на основе хлоркаль-ций-магниевой рапы (ПЭСБР2).

Эмульсия ФК-2000 Плюс (за счёт калиевых солей жирных кислот, сложных эфиров триглицеридов, фосфатидов и катионноактивных ПАВ, входящих в её состав), являясь более полярной добавкой по сравнению с сульфацеллом или крахмалом, гидрофобизирует поверхность солевых отложений. На образовавшуюся поверхность дополнительно сорбируются макромолекулы полисахаридов, увеличивая устойчивость к размыву поверхностного слоя стенок скважины.

Результаты экспериментальных данных (табл. 1) подтверждают, что применение эмульсии ФК-2000 Плюс в сочетании с сульфацеллом или крахмалом и поташом предотвращают размыв солевого горизонта, в отличие от ранее применяемых составов соленасыщенных растворов.

Предложенные рецептуры буровых растворов ПЭСБР1 и ПЭСБР2 аналогичны известному инвертно-эмульсионному раствору на основе СМАД (жирных кислот окисленного петролатума растворёнными в дизельном топливе), катионных ПАВ и органофильной глины. Критическая экологическая оценка этих эмульсий, содержащих нефтепродукты, позволяет говорить о перспективности использования эмульсии ФК-2000 Плюс на основе растительных (подсолнечное, кукурузное, соевое, рапсовое масла) жиров при бурении как вертикальных, так и наклонно-направленных скважин в солевых отложениях. Дополнительным преимуществом применения ФК-2000 Плюс является повышение антифрикционных свойств бурового раствора, что в свою очередь увеличивает скорость бурения и сокращает время воздействия на солевой горизонт.

Оптимизация промывки скважин осуществлялась с использованием программ для ЭВМ «Буровой раствор 1», «Буровой раствор 2», авторов H.H. Резниченко, В.И. Мищенко, А.И. Пенькова и др. при использовании существующей системы очистки (вибросита 4- пескоотделитель) и рекомендуемой системы (вибросита + пескоотделитель + центрифуга).

Как следует из результатов расчетов при бурении солевого и подсо-левого комплексов на ПЭСБР1 с использованием центрифуги снижаются затраты денежных средств на материалы в 1,9 раза, а при использовании ПЭСБР2 сокращаются затраты на 2,4 раза. При этом использование центрифуги позволяет получить экономический эффект соответственно 771,1 и 965,8 тыс. руб., а затраты на приобретение центрифуги окупаются при бурении одной - двух скважин.

В отечественной практике основными направлениями разработки буровых растворов для бурения продуктивных горизонтов является создание различных буровых растворов с ингибирующим эффектом, а также создание или подбор ПАВ, изменяющих физико-химическую природу фильтрата. С другой стороны, буровой раствор должен обладать высокой смазывающей способностью для снижения сил трения о стенки горизонтального участка скважины. Оценку качества бурового раствора применяемого для бурения в продуктивных горизонтах КГКМ, с учётом соблюдения реологических ограничений, осуществляли по следующим критериям: ингибирующий эффект по показателю ингибирова-ния П0, оценку поверхностно-активных свойств вещества по значению межфазного натяжения на границе «фильтрат бурового раствора - керосин», смазочные свойства бурового раствора по значению коэффициента трения по стандарту Американского нефтяного института(АНИ), определённого на приборе фирмы «ВакнсЬ (США).

Вышеизложенные критерии были приняты за основу при создании рецептур растворов не загрязняющих продуктивные пласты.

В качестве бифункционального компонента, обладающего действием ПАВ и смазочной добавки использовали эмульсию ФК-2000 Плюс. Применение эмульсии ФК-2000 Плюс при первичном вскрытии удовлетворяет многим требованиям: снижает межфазное натяжение на границе раздела "фильтрат бурового раствора - керосин"; повышает капиллярную смачиваемость коллектора; а также, имея в своём строении ион калия К+, частично ингибирует глинистую породу; не оказывает негативного влияния на другие технологические свойства раствора; способствует вскрытию газоносного горизонта при минимальных затратах.

Основной целью применения полимер-эмульсионных ингибирую-щих буровых растворов является обеспечение повышения добычи газовой продукции, т.е. повышение продуктивности разведочных скважин на Ковыктинском ГКМ, характеризуемая параметром ОП. Значение ОП зависит от степени поврежденности пласта и величины зоны поражения (Еф), которая в свою очередь зависит от времени контакта пласта с буровым раствором (Т), величины репрессии на пласт при вскрытии и величины забойной фильтрации (Ф3).

Диаметр, м

О 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7

Рисунок 1 -Кавернограмма по скважине 54 Ковыктинского месторождения по данным ОАО Компании «РУСИА ПЕТРОЛЕУМ»

Размыв моно лиха хлористого натрия в соленасыщенных буровых растворах при различных температурах

Буровой раствор Плотность, кг/ м Показатель фильтрации, см Исходная масса NaCl, М, Масса NaCl после размыва,^ Размыв, %

1.Базовый БР, 25 "С 1220 1195 1207 4,8 5,5 7,5 47,5 47,1 37,4 32,5 34,7 9,5 31,6 26,3 74,6

40 °С 1230 2,5 49,5 32,7 33,9

60 "С 1195 1230 5,5 2,5 44,5 47,5 6,8 24,8 84,7 52,5

2. ПЭСБР1, (К2СОз), 25 °С 1210 1220 1207 3,6 5,2 4,0 39,9 59,1 63,1 39,9 59,1 63,1 0 0 0

40 °С 1210 2,5 54,6 54,6 0

60 °С 1230 4,2 61,Ö 61,0 0

3. ПЭСБР2, (рапа) 25°С 1210 1210 1210 2,5 4,5 3,5 47,7 76,2 49,5 47,7 71,6 46,2 0 6,04 6,66

40 °С 1200 2,0 41,1 40,3 1,94

60 °С 1210 4,5 50,0 45,4 10,51

*Использованные составы буровых растворов:

1. Базовый соленасыщенный пояимерглиннстый буровой раствор, %■. сульфацелл -2,2, глина палыгорскит - 2,0, соапстокМЖК - 5,0, NaCl до насыщения - 1180 кг/м3;

2. Полимер-эмульсионный: соленасыщенный буровой раствор (ПЭСБР1), %: сульфацелл -1,80, К2СОз - 7,00, ФК 2000 Плюс -15,0; NaCl до насыщения -1180 кг/м3;

3. Полимер-эмульсионный соленасыщенный буровой раствор на рапе (ПЭСБР2), %: сульфацелл - 2,58, ФК 2000 Плюс - 12,0 рапа до плотности 1210 kt/i?.

В таблице 2 приведены результаты исследования блокирующих свойств буровых растворов на натурных образцах керна из скв. 28 Р, отобранных в интервале 3241,7 - 3244,3 м. Эксперименты проведены в соответствии с РД 39-0147001-742-92 «Методика комплексной оценки качества вскрытия продуктивных пластов, заканчивания скважин и выбора рабочих жидкостей для повышения качества вскрытия пластов». Непосредственно в процессе экспериментов осуществлялось последовательное выполнение следующих операций: насыщение опытного образца пластовой водой, формирование остаточной водонасыщенности, определение исходной газопроницаемости образца К0, имитацию процесса первичного вскрытия, путем воздействия на образец буровым раствором, имитацию вызова притока путем вытеснения раствора из образца

Результаты стендовых испытаний по определению блокирующих свойств базового и опытных буровых растворов (ПЭИБР1 на №С1 +К2С03, ПЭИБР2 на рапе) на хернах, отобранных со скв. Р-28 продуктивной зоны Парфёновского горизонта Ковыкгинского месторождения

Номер керна К» 10"15, 2 М Буровой раствор КДО"15,^ Рь % Т, сут Кф, м ОП

1 0,209 Базовый 0,107 51,1 \ 3 0,266 0,438 0,871 0,837

2 0,207 ПЭИБР1 опытный 0,151 72,9 1 3 0,266 0,438 0,945 0,920

3 0,203 ПЭИБР1 опытный 0,147 72,4 1 3 0,266 0,438 0,944 0,918

4 0,297 Базовый 0,159 53,5 1 3 0,266 0,438 0,881 0,830

5 0,293 ПЭИБР2 опытный 0,226 77,1 1 3 0,266 0,438 0,956 0,935

б 1,760 ПЭИБР2 опытный 1,630 92,6 1 3 0,266 0,438 0,988 0,982

7 2,150 ПЭИБР1 опытный 2,030 94,4 1 3 0,266 0,438 0,991 0,986

1 0,209 Базовый 5 10 30 100 0,559 0,784 1,351 2,461 0,817 0,77 0,76 0,73

5 0,293 ПЭИБР2 опытный 5 10 30 100 0,559 0,794 1,351 2,461 0,925 0,911 0,890 0,869

2 1,760 ПЭИБР2 опытный 5 10 30 100 0,559 0,784 1,351 2,461 0,980 0,977 0,972 0,965

газом и определение газопроницаемости К1 после воздействия буровым раствором, расчет величины (5 (бетга) = К^/Кц, а также Иф и ОП. Результаты лабораторных испытаний применяемых в настоящее время (базовых) буровых растворов по определению блокирующих свойств на кернах продуктивной зоны Парфёновского горизонта КГКМ показывают низкие значения коэффициента восстановления проницаемости 51,163,5% и параметра ОП равною 0,87-0,88. С применением полимер-

эмульсионных ингибирующих буровых растворов (ПЭИБР1.ПЭИБР2) вышеуказанные показатели значительно выше: коэффициент восстановления проницаемости имеет значения 72,4-94,4 % и ОП 0,94-0,99, в зависимости от проницаемости керна за счет: уменьшения глубины проникновения фильтрата бурового раствора в призабойную зону пласта (фильтрация - 1,5 сы3/30 мин, пластическая вязкость 78,0 мПа-с, динамическое напряжение сдвига - 51,0 дПа), Ефм - 0,266-0,438; снижения отрицательного влияния фильтрата бурового раствора на проницаемость пористой среды по газу (минерализация фильтрата бурового раствора соответствует по составу минерализации пластовой воды, поверхностное натяжение фильтрата бурового раствора в условиях пласта 14 мН/м); предотвращения гидратации, набухания и диспергирования глинистых пород содержащихся в продуктивном пласте (скорость увлажнения глинистых пород соответствует значению 0,030-0,033 м/час).

Для бурения разведочных скважин на Ковыктинском ГКМ в солевом и подсолевом структурных комплексах сформулированы основные технологические требования к показателям свойств буровых растворов (табл. 3).

В главе 3 приведены исследования по разработке тампонажных растворов для цементирования рапоносных горизонтов с аномально-высокими пластовыми давлениями.Повышение плотности тампонажного раствора достигается перемешиванием вяжущего, и утяжеляющей добавки (магнетит, барит) с последующим добавлением жидкости затво-рения. Однако, начиная с плотности 2100 кг/м3, наблюдается пониженная седиментационная устойчивость раствора, снижаются сроки схватывания и набора прочности тампонажного камня при температуре твердения 40-50 °С.

Второй способ получения утяжеленного тампонажного раствора -пластифицирование вяжущего путем подачи пластификаторов в смесь вяжущего при помоле клинкера или в воду затворения.

Широкое применение в строительной практике нашли добавки су-перпластификагоров (СП), при введении которых в воду затворения в количестве 0,5-0,7% от массы цемента происходит снижение водопог-ребления на 25-30%, что, соответственно, приводит к повышению седи-ментационной устойчивости раствора, приросту прочности и плотности цементного камня как на ранних, так и на более поздних стадиях твердения.

Пластификатор вводят в тампонажный раствор, предварительно растворив его в жидкости затворения, или сухим при помоле клинкера. Этот способ позволяет получить тампонажный раствор на основе порт-

Основные технологические требования к показателям свойств промывочных жидкостей при бурении солевого и подсолевого комплексов на Ковъпстинском ГКМ

№ Наименование Структурный комплекс

п/ п Солевой Солевой с проявлениями "рапы" Подсолевой (продуктивный)

1. Тип бурового раствора Полимер -эмульсионный соленасьпцен-ный Полимер -эмульсионный соленасыщен-ный утяжеленный Полимер -эмульсионный ингибирую-щий

2. Интервал, м 765-2990 765-2990 2990-3150

3. Плотность, кг/ м3 1180-1240 2080-2550 1020-1080

4. Водородный показатель 8,0-9,5 8,0-10,5 8,0-9,5

5. Статическое напряжение сдвига (СНС 1/10), дПа 15/45 20/90 10/60

6. Показатель фильтрации, см3/30 мин 3,5 - 4,5 3,5 - 5,0 1,5-3,0

7. Пластическая вязкость, мПа-с 12,0-38,0 38,0-120,0 4,0-6,0

8. Динамическое напряжение сдвига, дПа 28,0-36,0 35,0-80,0 10,0-12,0

9. Коэффициент трения по стандарту АНИ (при 60 об/мин и нагрузке 150 фунт/кв.дюйм) 0,08-0,15 0,09-0,18 0,04-0,10

10. Ингибирующие свойства (По), м/час - - 0,029-0,035

11. Коэффициент межфазного натяжения на границе фильтрат бурового раствора - керосин, мН/м 6,0-19,0

ландцемента плотностью 2050-2160 кг/м3, а совместно с утяжелителями - до 2400-2500 кг/м3.

Для исследования были взяты суперпластификаторы С-3 и НФ. Суперпластификатор С-3 является продуктом совместной поликонденсации - нафталиносульфокислот с формальдегидом. Диспергатор НФ, является разновидностью этого же продукта.

Знание закономерностей воздействия реагентов на минералы порт-ландцементного клинкера позволяет прогнозировать это воздействие в целом на тампонажные цементы различного минералогического состава; целенаправленно осуществлять выбор наиболее эффективных реагентов для данного вида вяжущего. Кроме того, это позволяет выявить влияние химреагентов на адсорбцию и гидратацию тампонажного вяжущего и установить механизм этого действия возможно более обоснованно и четко, используя его влияние на отдельные клинкерные материалы.

Тампонажный цемент - полиминеральное вяжущее: трехкальцие-вый силикат CgS, двухкальциевый силикат C2S, трехкальциевый алюминат CgA и четырехкальциевый алюмоферрит C4AF являются основными составляющими тампонажного цемента и определяют его технологические свойства. С целью выявления минералогического состава портланд-цементного клинкера на технические свойства тампонажного раствора было исследовано влияние суперпластификаторов на адсорбцию, гидратацию и фазообразование клинкерных минералов и цементов.

Механизм пластифицирующего действия добавки СП заключается в адсорбции ее олигомерных молекул на поверхности твердой фазы гетерогенной системы, приводящей к дезагрегации цеменгно-водных систем. Адсорбция СП на моно- и полиминеральных цементах носит избирательный характер и определяется силикатной составляющей цементного клинкера. Исследование кинетики изменения удельной поверхности продуктов гидратации моно- и полиминеральных цементов показало, что величина адсорбции находится в прямой зависимости от дисперсности продуктов гидратации.

Недостатком СП является то, что их олигомерные молекулы, ад-сорбируясь на исходных частицах вяжущего, несколько снижают степень гидратации цемента, и, особенно, его силикатной составляющей. Для устранения этого нежелательного последствия совместно с СП в цементную систему вводили неорганические ускорители гидратации и твердения цемента K2SOá, СаС12, NaN02, в количестве 1% от массы цемента, которые известны еще и как модификаторы структуры цементного камня.

Изучение влияния комплексных химических добавок СП-электролит на кинетику гидратации и кинетику изменения удельной поверхности

показало, что добавки электролитов (СаС12, МаМ02) повышают степень гидратации алита в цементе на 20 и 12% соответственно. Все добавки электролитов приводят к росту адсорбции, а последнее обусловлено как увеличением степени гидратации, так и образованием гидратов высокой дисперсности.

Увеличение адсорбции СП на полиминеральном цементе в присутствии СаС12 ускоряет процесс гидратации и образования первичного кристаллического каркаса.

На основании проведенных исследований можно сделать вывод о том, что влияние комплексных добавок на сроки схватывания будет определяться водосодержанием системы, преобладающим влиянием добавок электролитов на гидратацию цемента за счет экранирующего действия двойных солей-гидратов, замедляющих сроки схватывания или же образования этими же солями первичного структурного каркаса, приводящего к ускорению схватывания и твердения цементного теста.

Влияние комплексных добавок на кинетику нарастания пластической прочности цементного теста характеризует процесс структурооб-разования на ранних стадиях твердения. Введение совместно с СП электролитов СаС12, МаМ02 и К2804 способствует еще более заметному снижению общей пористости цементного камня (табл. 4).

Таблица 4

Влияние комплексных добавок на структурную пористость цементного камня

Сум- Распределение по р по размерам

Состав добавок марная пористость, см^г г>103 А 103г>102 А 102г>402А 0 г> 40 А

см3/г % см3/г % см3/г % см3/г %

2сут

- 0,1361 0,0980 72,0 0,0284 20,8 0 0 0 0

0,6% СП 0,6% СП+1 % СаС12 0,6%СП+1%ЫаШ2 0,6% СП+1% К^О, 0,0776 0,0872 0,0819 0,0301 0,0169 0,0190 0,0025 0,0023 21,8 51,1 8,2 7,6 0,0556 0,0167 0,0292 0,0270 71.7 44.8 91,8 89.8 0,0051 0,0015 0 0,0008 6.5 4,0 0 2.6 0 0 0 0 0 0 0 0

28 суг

- 0,0843 0,0351 41,7 0,0395 47,8 0,0027 3,2 0,0017 2.1

0,6% СП 0,0613 0,0129 21,2 0,0395 64,5 0,0030 4,9 0,0059 9,4

0,6% СП+1% СаСЬ 0,6%СП+1%№К02 0,6%СП+1%К2804 0,0305 0,0254 0,0237 0,0154 0,0044 0,0033 50,3 17,9 13,7 0,124 0,0189 0,0178 40,8 74,4 75,2 0,0014 0,0012 0,0026 4,7 4,1 11,1 0,0013 0,0009 0 4,2 3,6 0

Увеличение степени гидратации со временем приводит к росту ге-левых пор. Количество пор радиусом 100-1000 А в результате кольма-тации их более дисперсными гелевидными продуктами гидратации уменьшается. Увеличение же макропор г>103 А может быть связано с процессом межструктурной агрегации, в результате которой адсорбируется часть объема системы и, следовательно, образуются новые поры.

В результате полученных теоретических и экспериментальных результатов по влиянию комплесной добавки (СП +■ электролит) на цементные системы предложено именно таким реагентом регулировать свойства утяжеленных тампонажных растворов, разрабатываемых для условий цементирования соленосных и рапоносных горизонтов с АВПД.

Подтверждено эффективное действие суперпластификатора С-3 при различных способах введения и с любой засоленной жидкостью затво-рения, целесообразность использования комплексной добавкой СП+СаС12 к утяжеленному вяжущему (портландцемент + барит).

В результате проведенных исследований установлено, что представляется возможным получить утяжеленные тампонажные системы для условий крепления скважин с аномально-высокими пластовыми давлениями при температурах 40-48°С. При этом, плотность раствора при затворении на разбавленной пластовой воде может быть получена в пределах 2120-:-2180 кг/м8, апри затворении на перенасыщенном рассолес применением пластификатора и ускорителя сроков схватывания - плотностью 2300-2500 кг/м8.

В таблице б представлены физико-механические характеристики утяжеленных тампонажных растворов плотностью 2250-2500 кг/м3, твердеющих при температуре 40°С и затворенных на рассоле (№С1 - р - 1200 кг/м3).

Рекомендуемые составы утяжеленных тампонажных растворов для условий крепления скважин с наличием солевых пропластков и рапы, твердеющих при температуре 40°С:

1) П/Ц - 60%, барита - 40%, С8 (пластификатор) - 0,5-0,8%, СаС12 (ускоритель) - 1-2%, В/Т - 0,28-0,23, Д- 19-21 см, р - 2270-2370 кг/м3;

2) П/Ц - 50%, барита - 50%, С3 (пластификатор) - 0,5-0,8%, СаС12 (ускоритель) -1,5-2,5%, В/Т - 0,25-0,23, Д - 19-21 см, р- 2350-2500 кг/м2.

Предложенные составы тампонажных систем подтверждают правильность выбора направления исследований и целесообразность использования комплексной добавки к утяжеленным растворам.

Качество тампонажных растворов, необходимое для обеспечения надежности крепи скважины, достигается выполнением следующих условий:

- полное соответствие рецептуры тампонажного раствора, подобранного в лабораторных условиях, рецептуре, полученной в условиях буровой;

- обеспечение однородности его свойств по всему расчетному объему.

Одним из наиболее важных условий, обеспечивающих качество там-понажных растворов в процессе приготовления является соответствие энергетических затрат.

Для количественной оценки затрат удельной энергии, необходимой для обеспечения наибольшей активности тампонажных растворов, в работе приведен расчет энергетических затрат на приготовление образцов в лаборатории и в расчете на 1 м3 тампонажного раствора, полученного на буровой с помощью стандартного цементировочного оборудования.

Результаты расчетов показывают, что при традиционном способе приготовления растворов, включая его гомогенизацию осредняющими устройствами, расход энергии в 15 раз меньше, чем при получении их образцов в лаборатории с помощью мешалки JIMP-1.

Увеличение удельной энергии в процессе приготовления тампонажных растворов продиктовано необходимостью его диспергации, в первую очередь из лежалых цементов и хранившихся в ненадежной таре. Кроме этого борьба с явлениями флокуляции, имеющим место при зат-ворении цемента, требует дополнительной энергоемкой обработки раствора с целью разрушения в нем агрегатированных частиц.

Наиболее целесообразным, в полной мере отвечающим всем технологическим требованиям цементирования скважин в сложных условиях, является рециркуляционный метод приготовления тампонажного раствора с накоплением всего его расчетного объема и последующей обработкой всеми способами активации: механическим, гидравлическим и термическим.

Учитывая сложные географические условия строительства скважин на Ковыктинском месторождении, целесообразно применение специального стационарного цементировочного оборудования с постоянной дислокацией и обвязкой на весь период буровых работ и, в первую очередь, при осуществлении их кустовым методом.

Разработана гидравлическая программа цементирования обсадных колонн выбора подачи цементировочных агрегатов.

Расчет для данного цементного раствора плотностью 2250-2350 кг/м8 с минимально возможной вязкостью показывает, что для создания турбулентного режим цементирования необходимо иметь максимальную подачу не менее 45 л/с по сделанным расчетам. При этом величина гидравлического давления может вызвать гидроразрыв пласта и поглощения. Поэтому следует обратить внимание на возможность создания пробкового режима, чтобы обеспечить максимально возможное вытеснение раствора. Задача заключается в получении необходимой подачи, когда число Рейнольдса не должно превысить 100 и одновременно позволить в допустимые сроки по времени загустевания завершить one-

Таблица 5

Состав и свойства тампонажных растворов, рекомендуемых для цементирования 146 - мм колонны-хвостовика

№ Состав тампонажного материала Водо-твердое-отно-ше-ние Плотность раст- Состав жидкости затворения Химреагенты-регуляторы свойств Темпе-рагу-ра, Рас-те-кае- Водо-отделе-ние, Водоотдача, см3 за 30 Сроки схватывания, ч-мин Прочность, МПа Реологические** показатели

п/п портландцемент, % барит, % вора, кг/'м3 соли и ее вид ПЛОТНОСТЬ, кг/м3 Сз-(плас-тифи- ка-тор), % СаС12, % испытания, °С мость, см % мин. при АР-0,7 МПа начало конец при изгибе при сжатии П* К*

1 100 - 0,44 2000 30 КаС1* 1200 0,5 1,0 40 20,0 0,5 263 4-55 5-45 4,7 11,9 0,70 28,80

2 80 20 0,35 2100 Тоже 1200 0,5 1,0 40 18,5 0,5 145 4-50 5-40 3,8 10,2 0,76 32,30

3 60 40 0,32 2200 Тоже 1200 0,5 1,0 40 18,0 0,0 131 3-55 5-25 3,7 7,4 0,65 62.70

4 50 50 0,28 2300 Тоже 1200 0,5 1,0 40 18,0 0,0 141 4-30 5-05 3,6 11,1 0,69 5,88

5 40 60 0,20 2390 То же 1200 0,5 1,0 40 20,0 0,0 153 5-20 6-30 1,7 3,2 0,46 75,70

б 40 60 0,28 2500 То же 1200 0,5 1,5 40 20,0 0,0 151 4-40 5-35 1,7 3,0 0,75 3,43

* - При использовании рапы в качестве жидкости затворения

** - Определялось вискозиметром Рапп по методике АР1

радию по цементированию. Приведены величины подачи и показатели различных свойств цементного раствора, при котором будет обеспечен пробковый режим.

Для создания пробкового режима движения цементного раствора (11е=100) максимальная подача не должна превышать величины, рассчитываемой по формуле:

где: Дскв - диаметр скважины, м; Дп - наружный диаметр колонн, м; к и п - реологические показатели цементного раствора: р - плотность цементного раствора, кг/м3; <3 - подача насоса, л/с.

Для отключения пробкового режима с подачей 7,5 - 10 л/с, чтобы обеспечить выполнение операции по цементированию 245-мм хвостовика спускаемого в интервал рапоносных отложений 1850-2250 м, требуется иметь п=0,7 и к=4. Соответствующие реологические показатели достигаются при использовании предложенных рецептур.

В четвертой главе излагается практическое применение результатов исследований. Разработанные рецептуры буровых растворов были применены при бурении скважин № 1021 и 1071 Ковыктинского ГКМ.

В 1995 г. был разработан новый вариант технологической схемы разработки КГКМ, по которому разбуривание месторождения должно осуществляться кустовым методом горизонтальными скважинами с числом скважин в кусте от б до 10, в зависимости от положения куста на площади. Длина горизонтальных стволов до 600 м, удаление начала горизонтальных участков кустовых скважин от центра до 1000 м. Начальные дебиты скважин планируются на уровне 300 тыс.м3/сут, начальная производительность куста 2,0 - 2,4 млн.ма/сут. Площадь дренирования куста 25 - 35 кмг (2600 - 3500 га). Размещение кустов на площади равномерное, с расположением их центров по треугольной сетке, расстояние между центрами 6,1 - 6,4 км. Для годового уровня отбора 9,0 млрд.м8, на месторождении достаточно построить 18 кустов с общим числом скважин 150.

Условиями, способствующими применению горизонтальных скважин на КГКМ, кроме низкой проницаемости коллекторов продуктивного горизонта и большой площади месторождения, явились также отсутствие подошвенной воды, наличие над основным продуктивным горизонтом второстепенного (1-го Парфеновского), достаточно большая продуктивная толща, т. е. факторы, не диктующие необходимость проводки горизонтальных скважин с высокой точностью.

В сравнении с первым вариантом разработки КГКМ второй вариант обеспечивает сокращение числа скважин более чем вдвое, предполагается снижение затрат на строительство дорог в 5 - 6 раз, уменьшение площади отвода земель в 6 - 8 раз. Общий метраж при бурении эксплуатационных скважин снижается в 1,6 раза. По сравнению с первым вариантом общие затраты на бурение, обвязку, подключение скважин и прокладку дорог снижаются вдвое. Сокращение числа эксплуатационных скважин не снижает общую производительность месторождения и его конечную газоотдачу.

В настоящее время реализуется второй вариант разработки КГКМ. Пробурены две первые горизонтальные скважины № 1021,1071.

Горизонтальная скважина № 1021 бурилась вертикально до глубины 3050 м. В интервале 3050...3303 м был произведен набор зенитного угла до 58° со средним радиусом искривления 250 м. Набор кривизны осуществлялся с использованием винтовых забойных двигателей-откло-нителей ДО-172 с углом перекоса 1,5 - 2,0°. Контроль параметров траектории скважины в процессе бурения осуществлялся с помощью забойной телеметрической системы Radius. В кровлю продуктивного горизонта была спущена и зацементирована 188-мм эксплуатационная колонна.

В интервале 3303...3425 м был продолжен набор зенитного угла, и на глубине 3425 м (по стволу) скважина была выведена на горизонталь при среднем радиусе искривления 218 м. Набор кривизны осуществлялся с помощью винтовых забойных двигателей-отклонителей Д 1-106 с углом перекоса 1,5°. Контроль параметров траектории скважины в процессе бурения осуществлялся с помощью забойной телеметрической системы СТТ-108.

Скважина была выведена на горизонталь на глубине примерно на 5 м ниже кровли продуктивного горизонта. В интервале 3425...3610 м ствол удерживался условно горизонтальным в верхней части продуктивного горизонта (зенитный угол плавно колебался в верхней части продуктивного горизонта от 85,5 до 92,5°). В интервале 3610 - 3743 м зенитный угол был плавно уменьшен с 90 до 75°, ствол скважины достиг подошвы продуктивного горизонта.

При бурении горизонтальной части пласта был применен полимерный ингибирующий буровой раствор на основе разбавленной рапы (хлор-каль-циймагниевого типа) до плотности 1050... 1060 кг/м3, обработанный полисахаридными реагентами - стабилизаторами (сульфацелл, КМЦ) в сочетании сэмульсией ФК 2000 Плюс. Технологические показатели бурового раствора позволили вести бурение без осложнений. Основные показатели бурового раствора находились в допустимых пределах при первичном вскрытии продуктивных пластов: показатель фильтрации

- 3,0 - 5,0 см3, поверхностное натяжение фильтрата бурового раствора на границе с керосином - 18,0 - 20,0 мН/м, коэффициент трения по стандарту АНИ- 0,14-0,16.

Таким образом, основной продуктивный горизонт был вскрыт скважиной на полную толщину, длина ствола скважины в продуктивном горизонте составила 365 м при толщине продуктивного горизонта 34 м. Глубина скважины по стволу составила 3743 м при глубине по вертикали 3327 м. Скважина была закончена спуском фильтра-хвостовика диаметром 102 мм. Для эксплуатации скважины спущены 89-мм НКТ. На первом этапе исследований дебит скважины составил 500 - 600 тыс. м8/сут, что более чем в 3 раза превышает дебит соседней вертикальной скважины.

Горизонтальная скважина № 1071 бурилась вертикально до глубины 3064 м. В интервале 3064 - 3329 м был произведен набор зенитного угла до 63,5° со средним радиусом искривления 240 м. Набор кривизны осуществлялся с использованием винтовых забойных двигателей-отклонителей ДО-172 и ДГ-172 с углами перекоса 1,5...2,5°. На глубину 3329 м была спущена эксплуатационная колонна (в кровлю продуктивного горизонта). После спуска эксплуатационной колонны был продолжен набор зенитного угла и на глубине 3400 м он достиг 90°. Набор зенитного угла осуществлялся с применением винтовых забойных дви-гателей-отклонителей Д 1-106. Средний радиус искривления скважины в этом интервале составил 154 м. Скважина была выведена на горизонталь примерно на 8 м ниже кровли основного продуктивного горизонта. В интервале 3400...3630 м ствол удерживался условно горизонтальным с плавным колебанием зенитного угла в пределах от 85,0 до 91,0°. В интервале 3630 - 3757 м зенитный угол был уменьшен до 76° и забой скважины достиг подошвы продуктивного горизонта. Протяженность ствола скважины в продуктивном горизонте толщиной 37 м составила 416 м. Глубина скважины по стволу составила 3757 м при глубине по вертикали 3322 м. Скважина была закончена спуском фильтра-хвостовика диаметром 102мм.

Промывка при бурении горизонтальной части ствола скважины осуществлялась полимер-эмульсионным ингибирующим буровым раствором плотностью 1060 - 1070 кг/м3 на основе разбавленной рапы (хлор-кальций-магниевого типа), обработанной: бентонитом - 3 %, сульфацел-лом - 1,2 %, крахмалом (ЭКР) - 1,0 % и смазочной добавкой - ПАВ марки ФК 2000 Плюс - 1,5 %. Технологические показатели бурового раствора обеспечили безаварийное бурение горизонтального участка и имели следующие значения: показатель фильтрации - 4,0 - 5,0 см3, поверхностное натяжение фильтрата бурового раствора на границе с керосином - 21,0 - 22,0 мН/м, коэффициент трения по стандарту АНИ - 0,15 - 0,18.

Таким образом, полученный дебит горизонтальной скважины № 1021 дает первое подтверждение правильности выбора способа разработки КГКМ, основанного на использовании горизонтальных скважин, правильного выбора системы ингибирующего бурового раствора и технологии заканчивания скважин.

Основные выводы

1. Анализом горно-геологических и технических условий, существующих технологий и технических средств при строительстве скважин выявлены требования к буровым растворам определены направления исследований по данному месторождению.

2. Предложен новый вариант технологической схемы разработки КГКМ кустовым методом с горизонтальными скважинами, который позволит снизить в 2-3 раза затраты на бурение и разработку месторождения.

3. Для солевых отложений разработаны промывочные жидкости полимер-эмсульсионные соленасыщенные ПЭСБР-1 на основе хлористого натрия и карбоната калия, на основе рассола (рапы) - ПЭСБР-2, технология их приготовления и применения, которые позволят обеспечить эффективное бурение в хемогенных отложениях с оптимальными стабильными технологическими параметрами, предотвратить каверно-образование и сохранить номинальный диаметр скважин.

4. Разработаны утяжеленные (сверхтяжелые) промывочные жидкости с плотностями до 2500 кг/ы3 на основе барито-магнетигового утяжеляющего материала Магбар и полимер-эмульсионных соленасыщен-ных растворов, позволяющих пробурить рапоносные интервалы в случае возникновения рапопроявлений..

5. Осуществлена оптимизация промывки при бурении скважин на КГКМ с целью снижения затрат на приготовление, обработку буровых растворов в зависимости от применяемой системы очистки. Рассчитано, что с использованием центрифуги снижаются затраты денежных средств на материалы и обработку растворов в1,9-2,4 раза в зависимости от конструкции скважины и типа раствора.

6. Научно обобщены и углублены представления о процессах адсорбции и гидратации цементных минералов в присутствии реагентов суперпластификаторов и ускорителей сроков схватывания тампонажных систем.

Показано, что добавки электролитов модификаторов введенные совместно с суперпластификаторами способствуют формированию наиболее оптимальной поровой структуре цементного камня, что приводит к значительному повышению его прочности.

7. Теоретически обоснована и экспериментально доказана возможность повышения эффективности тампонажных утяжеленных и сверхтяжелых цементов путем комбинирования с утяжеляющими добавка-

ми и направленном модифицировании с помощью химических реагентов пластификаторов и структурообразователей. Предложены утяжеленные солевые тампонажные составы и изучены их характеристики.

8. Усовершенствована технология приготовления тампонажных растворов с помощью цементировочной техники, позволяющая достичь следующих условий: полное соответствие состава, приготавливаемого в условиях буровой и лаборатории рецептур; обеспечение однородности его свойств по всему расчетному объему.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах.

1. Геология и программа освоения гигантского Ковыктинского га-зоконденсатного месторождения.// Казаков В.А., Дробот В.И., Зиган-шин Э.С.,Фомин Г.В., Конторович А.Э., Мандельбаум М.М., Рыбьяков Б.Л./ Материалы международной конференции «Восточная энергетическая политика России и проблемы интеграции в энергетическое пространство Азиатско-Тихоокеанского региона»,Иркутск,С.414-425,1998.

2. Разработка и исследование смазочных добавок бифункционального действия для бурения и вскрытия продуктивных пластов.//Мойса Ю.Н., Касирум П.В., Казаков В.А. и др.//«Технология и материалы для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин», Краснодар, С.83-89, 1999.

3. Первый опыт бурения горизонтальных скважин на Ковыктинском гаэоконденсатном месторождении.//В.А.Казаков, Э.С.Зиганшин, М.Х.Ис-магилов, С.А.Горячев, П.В.Касирум./ НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», № 4-5, Москва, С.25-28,1999.

4. Отечественная техника для цементирования скважин и основные пути ее совершенствования//Мильштейн В.М., Казаков В.А., Макогонов С.А./Тр. Технология и материалы для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин., Краснодар., С. 121-127,1999.

5. Магнезиальные тампонажные материалы для крепления скважин в солевых отложениях.//Казаков В.А., Милынтейн В.М., Рябова Л.И./ Тр. ОАО НПО «Бурение», № 2, Технология и материалы для бурения и ремонта нефтяныхи газовых скважин., Краснодар,С. 115-121, К., 1999.

6. Ресурсы нефти и природного газа Северо-Восточной Азии как основа создания в первые десятилетия XXI века Сибирско-Азиатской системы энергообеспечения // Конторович А.Э., Битнер А.К., Бурштейн Л.М., Власов В.М., Гофман Д.А., Дробот Д.И., Ефимов В.М., Иванов К.Е., ИзаровВ.Т., Казаков В.А. и др./ Материалы международного симпозиума «Полезные ископаемые и энергетические ресурсы Китая и Восточной Азии 2000» ((г.Денвер, Штат Колорадо, США, 22-26 января 2000 г).

Соискатель

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ БУРЕНИЯ И ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ В ХЕМО- 9 ГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ И ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНЫХ ДАВЛЕНИЙ.

1.1. Общая характеристика Ковыктинского газоконденсатного ме- 9 сторождения.

1.2. Анализ рецептур буровых растворов при бурении солевого 15 структурного комплекса Ковыктинского ГКМ.

1.3. Промывочные жидкости, применяемые при бурении солевого 24 структурного комплекса Ковыктинского ГКМ.

1.4. Анализ рецептур буровых растворов для вскрытия подсолевых 27 продуктивных пластов.

1.5. Промывочные жидкости для бурения подсолевого (продуктив- 32 ного) структурного комплекса Ковыктинского ГКМ.

1.6. Технология получения утяжелённых тампонажных систем на 35 солевых растворах.

1.7. Опыт цементирования скважин в магнезиальных солях и пути 39 совершенствования тампонажных составов.

1.8. Анализ сведений об осложнениях и применяемых тампонаж- 43 ных материалах при креплении скважин на месторождениях с наличием солевых отложений (на примере Западного Узбекистана).

1.9. Способы приготовления тампонажных растворов.

1.10. Цель и задачи исследования.

ГЛАВА 2. РАЗРАБОТКА СОСТАВОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ БУРЕНИЯ 51 СОЛЕВОГО И ПОДСОЛЕВОГО СТРУКТУРНЫХ КОМПЛЕКСОВ КОВЫКТИНСКОГО ГКМ.

2.1. .Разработка буровых растворов для бурения солевого струк- 51 турного комплекса Ковыктинского ГКМ.

2.2. Вскрытие рапоносных горизонтов в условиях рапопроявления 60 и АВПД на Ковыктинском ГКМ.

2.3. Разработка буровых растворов и технологии бурения подсоле- 66 вого структурного комплекса и вскрытия продуктивных горизонтов в условиях АНПД.

2.4. Исследования по определению сохранения естественной про- 71 ницаемости продуктивных пластов.

2.5. Оптимизация промывки скважин при бурении солевого и под- 74 солевого комплекса на Ковыктинском ГКМ.

2.6. Оптимизация промывки скважин при бурении продуктивного 78 пласта подсолевого комплекса на Ковыктинском ГКМ.

Актуальность работы. Освоение нефтяных и газовых месторождений в Восточной Сибири представляет важную народно-хозяйственную задачу. Эффективность геолого-поискового и эксплуатационного бурения в значительной степени зависит от качества вскрытия продуктивных пластов и технико-экономических показателей проводки скважины.

Серьезным тормозом в освоении подобных месторождений является ряд проблем при строительстве скважин в солевых отложениях. Проводка скважины в соленых толщах сопряжена с большими трудностями. Изменение диаметра скважины приводит к осложнениям и авариям — образованию каверн и уступов. К засолено-глинистым и другим породам сцементированным солью, приурочены обвалообразования.

Применение тривиальных соленасыщенных растворов не исключает кавернообразования в интервале отложения солей из-за их растворения вследствие температурного градиента забой-устье. В интервале соленосных отложений возможно также наличие рапопроявляющих горизонтов с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД), близкими к геостатическому.

Все эти осложнения являются факторами, снижающими скорость бурения. Кроме того, с началом эксплуатационного бурения наклонно-направленными и горизонтальными скважинами накопленные технические решения оказались неприемлемыми в этих условиях. Плохая очистка скважины, избыточный крутящий момент, зашламление ствола, прихваты, потеря циркуляции, кольматация приствольной зоны и другие проблемы, как правило, являются следствием несоответствия бурового раствора условиям бурения сильно искривленных скважин.

Поэтому одной из актуальных проблем является разработка и внедрение буровых растворов, обеспечивающих высокие технико-экономические показатели бурения, сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов и оказывающих минимальное негативное воздействие на окружающую среду.

Для повышения эффективности буровых работ в условиях вскрытия хемогенных отложений большой мощности, характеризующихся АВПД и возможностью рапопроявлений требуется разработка бурового раствора обладающего: большой плотностью, близкой к средней плотности горных пород, высокими смазочными свойствами, устойчивостью к поливалентной агрессии, способностью предотвращать растворение солей за счет температурного градиента забой — устье.

Для подсолевого (продуктивного) комплекса требуется разработка буровых растворов малой плотности, позволяющих вести бурение без поглощений, обладающих высокими смазочными свойствами и обеспечивающих сохранение первоначальной проницаемости продуктивного пласта.

Вопросам обеспечения надежности разобщения пластов уделяется большое внимание, постоянно совершенствуется техника и технология крепления, разрабатываются и модифицируются тампонажные растворы. Особенности крепления скважин в солевых отложениях требуют качественного разобщения терригенного и хемогенного комплексов, предотвращение растворения солей в контакте с цементом, предотвращения образования каналов по которым возможно движение флюида, крепление сверхтяжелыми тампонаж-ными растворами.

Ковыктинское газоконденсатное месторождение (КГКМ), расположенное в Иркутской области, характеризуется высокодебитными по газу продуктивными Парфёновским горизонтом залегающим на глубине более 3100 м под мощными галогеновыми отложениями.

Перспективным направлением снижения отрицательного воздействия на пласт является применение полисахаридных ингибирующих буровых растворов с низкими значениями межфазного натяжения на границе «фильтрат бурового раствора — углеводород» и тампонажных материалов с минимальной филыратоотдачей.

Однако применение названных растворов в условиях бурения и цементирования солевого и подсолевого комплексов не достаточно изучено и сдерживается, из-за отсутствия высокоэффективных химреагентов и современных технологий, обеспечивающих качественное бурение и цементирование солевых горизонтов и вскрытие продуктивных пластов. В связи с этим совершенствование и разработка технико-технологических средств при бурении, креплении скважин в хемогенных отложениях с рапопроявлениями в условиях АВПД и вскрытия продуктивных газонасыщенных горизонтов с сохранением естественной проницаемости продуктивных пластов в условиях АНПД - задача весьма актуальная.

Решение этой актуальной проблемы определило цель настоящей работы и задачи исследования.

Научная новизна

1.Впервые разработаны соленасыщенные свехутяжеленные полимер-эмульсионные глинистые буровые растворы на основе сочетания полисахаридов сульфацелл и крахмал, эмульсии ФК 2000 Плюс, лигносульфонатных разжижителей (ЛСТ, Лигнотин) и утяжелителя Магбар, которые обеспечивают стабильные технологические параметры при плотностях до 2500 кг/м .

2. Впервые изучено и показано, что полимер-эмульсионная ингиби-рующая система раствора с плотностями 1030-1080 кг/м на основе полиса-харидных реагентов, эмульсии ФК-2000 Плюс и разбавленных растворов солей ЫаС1, К2С03 или разбавленной рапы хлор - кальций - магниевого типа, не оказывает отрицательного влияния на проницаемость подсолевых песчаников с АНПД вскрываемых горизонтальными стволами.

3. Обобщены и углублены научные представления о процессах адсорбции, гидратации и фазообразования цементных минералов в присутствии суперпластификатора и ускорителей сроков схватывания тампонажных систем.

Установлено, что добавки электролитов совместно с суперпластификатором способствуют формированию наиболее оптимальной поровой структуры цементного камня и повышению его прочности.

4. Теоретически обоснована и экспериментально доказана возможность повышения эффективности утяжеленных и сверхутяжеленных тампонажных цементов путем комбинирования цемента с утяжеляющими добавками и направленным модифицированием с помощью реагентов пластификаторов и структурообразователей.

Практическая ценность.

На основании теоретических и промысловых исследований автором разработаны и внедрены:

1. Соленасыщенные утяжеленные полимер-эмульсионные глинистые буровые растворы с плотностями до 2500 кг/м для бурения в солевых отложениях и в условиях АВПД рапопроявлений с применением сульфацелла, органической эмульсии ФК 2000 Плюс и утяжелителя Магбар.

2. Разработан и применен в условиях Ковыктинского ГКМ состав ин-гибирующего бурового раствора на основе полисахаридов (сульфацелл, КМЦ, крахмал) и эмульсии ФК-2000 Плюс, обладающей низкими фильтрационными свойствами и величинами межфазного натяжения и высокими смазочными свойствами для вскрытия горизонтальными стволами продуктивных пластов в условиях АНПД.

3. Разработаны рецептуры тампонажных растворов, обеспечивающие качественное цементирование скважины в условиях АВПД в солевых отложениях и при рапопроявлениях, предложены способы их приготовления.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на международной конференции "Восточная энергетическая политика России и проблемы интеграции в энергетическое пространство Азиат8 ско-Тихоокеанского региона" (22-26 сентября 1998 г. г. Иркутск), координационных совещаниях (г. Анапа, 26-29 мая, 27-30 сентября 1999 г.) "Технология и материалы для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин ", ученых советах ОАО НПО «Бурение» (г. Краснодар), совещаниях и технических советах ОАО Компании «РУСИА Петролеум» (г. Иркутск), симпозиуме по полезным ископаемым и энергетическим ресурсам Китая и Восточной Азии 2000 г (г. Денвер, Штат Колорадо, США, 22-26 января 2000 г).

Публикации.

Основные положения диссертации опубликованы в 6 печатных работах и 1 руководящем документе.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Анализом горно-геологических и технических условий, существующих технологий и технических средств при строительстве скважин выявлены требования к буровым растворам определены направления исследований по данному месторождению.

2. Предложен новый вариант технологической схемы разработки КГКМ кустовым методом с горизонтальными скважинами, который позволит снизить в 2- 3 раза затраты на бурение и разработку месторождения.

3. Для солевых отложений солевого структурного комплекса КГКМ разработаны промывочные жидкости полимер-эмульсионные соленасыщен-ные ПЭСБР-1 на основе хлористого натрия и карбоната калия, на основе рассола (рапы) - ПЭСБР-2, технология их приготовления и применения, которые позволят обеспечить эффективное бурение в хемогенных отложениях с оптимальными стабильными технологическими параметрами, предотвратить кавернообразование и сохранить номинальный диаметр скважин. (ПЭСБР1) был применен на скважине № 65 КГКМ.

4. Разработаны утяжеленные (сверхтяжелые) промывочные жидкости с

•з плотностями до 2500 кг/м на основе барито-магнетитового утяжеляющего материала Магбар и полимер-эмульсионных соленасыщенных растворов, позволяющих пробурить рапоносные интервалы в случае возникновения рапо-проявлений.

5. Разработаны полимер-эмульсионные ингибирующие буровые растворы ПЭИБР1 и ПЭИБР2 для бурения подсолевого структурного комплекса в условиях АНПД продуктивного пласта. ПЭИБР2 на основе разбавленной рапы, полисахаридов и ФК-2000 Плюс применен при бурении горизонтальных участков скв.№ 1021 и 1071 КГКМ.

6. Осуществлена оптимизация промывки при бурении скважин на КГКМ с целью снижения затрат на приготовление, обработку буровых растворов в зависимости от применяемой системы очистки. Рассчитано, что с использованием центрифуги снижаются затраты денежных средств на мате

153 риалы и обработку растворов в 1,9-2,4 раза в зависимости от конструкции скважины и типа раствора.

7. Научно обобщены и углублены представления о процессах адсорбции и гидратации цементных минералов в присутствии реагентов суперпластификаторов и ускорителей сроков схватывания тампонажных систем.

Показано, что добавки электролитов модификаторов введенные совместно с суперпластификаторами способствуют формированию наиболее оптимальной поровой структуре цементного камня, что приводит к значительному повышению его прочности.

8. Теоретически обоснована и экспериментально доказана возможность повышения эффективности тампонажных утяжеленных и сверхтяжелых цементов путем комбинирования с утяжеляющими добавками и направленном модифицировании с помощью химических реагентов пластификаторов и структурообразователей. Предложены утяжеленные солевые тампонажные составы и изучены их характеристики.

9. Усовершенствована технология приготовления тампонажных растворов с помощью цементировочной техники, позволяющая достичь следующих условий: полное соответствие состава, приготавливаемого в условиях буровой и лаборатории рецептур; обеспечение однородности его свойств по всему расчетному объему.

1. Ангелопуло O.K., Хахаев Б. Н., Сидоров Н. А. Буровые растворы, используемые при разбуривании солевых отложений в глубоких скважинах. сер. «Бурение», М., ВНИОЭНГ, 1978.

2. Мухин JI.K. Буровые растворы на углеводородной основе для бурения в осложнённых условиях и вскрытия продуктивных пластов. Докт. дис., М., фонды МИНХ и ГП им. Губкина, 1971.

3. Ангелопуло О. К., Симонов В. В., Самойлов Н. Е., Скворцов Д.С. Применение многослоевых растворов при бурении в хемогенных отложениях. РНТС, сер. «Бурение», вып. 10, М., ВНИИОНГ, 1970.

4. Ангелопуло О. К., Пичугин В. Ф., Чехлов A. G. и др. Повышение смазочных свойств гидрофобных эмульсий. Изв. Вузов, сер. «Нефть и газ», №12, Баку, 1973.

5. Буровой раствор: Пат. 2027734 Россия, МКИ6 С 09 К 7/06 /Оголихин Э.А. и др. №5032090/03, Заявл. 25.3.92; Опубл. 27.1.95.

6. Пеньков А. И., Юмашев А. П., Федосов Р. И. И др. Стабилизация со-ленасыщенных буровых растворов сополимером М-14. РНТС, сер. «Бурение», вып. 7, М., ВНИИОНГ, 1975.

7. Ю.Оксиэтилцеллюлоза пролонгированного действия и буровые растворы на её основе / Тимохин И.М., Тесленко В.Н., Ковалов Е.А., Спиридонов О.Н. /Бурение, промывка и испытание скважин в слож. геол. условиях. М., 1989. - С.44-58.

8. Смазочный реагент к буровым растворам: A.c. 1808861 СНГ, МКИ5 С 09 К 7/06 /Коновалов Е.А. и др.; Моск. ин-т нефти и газа. -№4936487/03; Заявл. 15.9.91; Опубл. 15.4.93.

9. Ангелопуло O.K., Подгорнов В.М., Аваков В.Э. Буровые растворы для осложнённых условий. М., Недра, 1988 г.

10. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. М., Недра, 1972., 392 с.

11. Ананьев А. Н., Векслер Л. И. И др. Бурение и крепление скважин в соленосных отложениях. ТНТО, сер. «Бурение», М., ВНИИОЭНГ, 1972.

12. Ангелопуло O.K. Битумно-эмульсионные буровые растворы на водной основе. Реф. Сб. «Бурение газовых и газоконденсатных скважин», №2, ВНИИЭгазпрои, 1974.

13. Сенкевич Э. С., Применение гидрофобной эмульсии для промывки скважин при бурении соленосных отложений. РНТС, сер. «Бурение», вып. 2, М., ВНИИОНГ, 1975.

14. Ивертный эмульсионный буровой раствор: A.c. 1514758 СССР, МКИ С 09 К 7/06 /Овчинский К.Ш., Рахматуллин Р.К., Мухин Д.Л., Файн-штейн И.З., ;Касьянов Н.М.; ВНИИ бур. техн. №429751/23-03; Заявл. 13.04.87; Опубл. 15.10.89, Бюл. №38.

15. Мухин JI.K., Розенгафт А.Г., Титаренко Н.Х. Опыт применения безбитумной гидрофобной эмульсии при бурении скважин в сложных условиях. РНТС, сер. «Бурение», вып. 9, М., ВНИИОЭНГ, 1974.

16. Касьянов Н. П., Рахматуллин Р. К., Шумилова Е. П. и др. Промышленные испытания инвертной эмульсии с высоким содержанием воды при бурении в неустойчивых породах. РНТС, сер. «Бурение», вып. 3, М., ВНИИОНГ, 1975.

17. Мнацаканов A.B. Опыт проводки скважин в Белоруссии с использованием инвертных эмульсионных буровых растворов. РНТС, сер. «Бурение», вып. 9, М., ВНИИОНГ, 1977.

18. Муняев В.М. и др. Инвертно-эмульсионный буровой раствор.: A.c. 1669966 ССРС, МКИ5 С 09 К 7/02, №4468774/03; Заявл. 29.07.88; Опубл. 15.08.91, Бюл. №30.

19. Аваков В.Э., Ангелопуло O.K., Бутенко И.П., Ломова Л.М. Реагент для обработки буровых растворов: A.c. 1682376 СССР, МКИ5 С 09 К 7/06. №4395808/03; Заявл. 22.03.88; Опубл. 07.10.91, - Бюл. №37. Моск. ин-т нефти и газа.

20. Масляков А.П. Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов. Обзорная информация. ВНИИОЭНГ- сер. «Бурение». - вып. 2. -М., 1985.

21. Вскрытие продуктивных отложений с промывкой полимерными растворами /Шарипов А.У., Хабиров Б.З., Антонов К.В. и др. // Нефтяное хозяйство. 1982. - №8.

22. Результаты применения осадкообразующих реагентов для увеличения нефтеотдачи /Гусев C.B., Бриллиант Л.С., Мазаев В.В. и др.// Нефтяное хозяйство. 1995. - №7. С.55-56.

23. Бирюкова Н.В., Козлова А.Е. Разработка составов и исследование ин-вертно-эмульсионных буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов. -РНТС «Бурение». -М.: ВНИИОЭНГ, 1982, вып. 9.

24. Ильясов Е.П., Крезуб А.П., Здоров Ф.Г., Яковенко В.И., Яненко В.И. и др. РД 39-0147009-510-85 Руководство по предупреждению загрез-нения нефтенасыщенных пластов.

25. Крезуб А.П., Яковенко В.И. Изменение проницаемости коллекторов и призабойной зоны пластов при заканчивании скважин // Нефт. хоз-во. -М., 1986. №11. С.44-46.

26. Пеньков А.И., Кошелев В.Н. Основные факторы, влияющие на изменение нефтепроицаемости коллекторов под воздействием буровых растворов // Тр. ОАО НПО "Бурение". Вопросы промывки скважин с горизонтальными участками ствола. — Краснодар. - 1998. — С. 102113.

27. Пеньков А.И., Резниченко И.Н., Кошелев В.Н., Мищенко В.И. Способ определения количества реагентов для обработки бурового раствора. Патент РФ №2131902. Бюл. Из. №17, 20.06.99.

28. Булатов А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин-М.: Недра, 1983.

29. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. -М.: Недра 1990 с.410

30. Булатов А.И., Новохатский Д.Ф. Тампонажные шлаковые цементы и растворы для цементирования глубоких скважин. М: Недра, 1975. -с.219

31. Иванов Ф.М., Рулева В.В. Высокоподвижные бетонные смеси // Бетон и железобетон, 1976, - № 8. -с.40-41.

32. Добавка для бетонных смесей -суперпластификатор С-3 /Ф.М.Иванов, В.М.Москвин, В.Т.Батраков и др.// Бетон и железобетон. —1978. -№ 10.-С.13-16.

33. Эффективные разжижители бетонных смесей /Ф.М.Иванов, В.А.Саввина, В.М.Горбунов и др.//Бетон и железобетон. 1977. — c.l 1.

34. Сиренко И.А., Сидоров H.A., Кошелев А.Т. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин. М.: Недра, 1988. — 263 с.

35. Толкачев Г.М. Магнезиальный тампонажный материал для крепления скважин в условиях умеренных температур.// Тезисы докладов 3 Всесоюзной конференции дискуссии. «Формирование и работа тампо-нажного камня в скважине», с. 73-74, Краснодар, 1991г.

36. Долгих Л.Н., Толкачев Г.М. Изучение изолирующей способности магнезиальных цементов в составе крепи скважин. // Тезисы докладов Ш. Всесоюзной конференции-дискуссии «Формирование и работа тампонажного камня в скважине», с.75-76, Краснодар, 1991г.

37. Новеньков Ю.П., Близнюков В.Ю., Котов A.B. «Разработка методики и исследование процесса взаимодействия с тампонажными растворами»// НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». С.24-30., М.: ВНИИОЭНГ, 1998. -№ 8-9.

38. Особенности взаимодействия бишофита с буровыми растворами при бурении скважин на Российской площади. (Волгоградского ПХГ) //

39. НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, 1998 - № 7.

40. Повышение надежности изоляции пластов в отложениях бишофита. /Л.И. Рябова, В.М. Кравцов, М.Р. Мавлютов, Ф.А. Агзамов, Ю.С. Кузнецов // Тр. ВНИИКРнефти 1980 - вып. 19. - с.12-19.

41. Рябова Л.И., Левшина З.П. Тампонажные материалы стойки к магнезиальной агрессии //Бурение. НТС. № 11. - с. 18-20.

42. A.c. № 172847(51) 5Е 21В 33/138 (21) 4693325/03 (220 06.04.89 (53) 622.245.42 (72) П.Я. Зельцер, В.И. Чалых, Л.В. Чернеховский, В.Н. Сметанин, В.И. Кравченко, К.С. Елкин. «Способ приготовления облегченного тампонажного раствора». Б.И. № 15 с. 134.

43. Аветисов А.Г., Тарабарин Е.И., Бездробный О.И., Кульнев A.C. Выбор технических характеристик устройств для стабилизации плотности тампонажного раствора в процессе приготовления. Нефтегазовая геология, геофизика и бурение. Вып.12, М., 1985, с.35-38.

44. Материалы конференции по технологии цементирования скважин фирмы Dowell Schlumberger (США). Краснодар, ВНИИКРнефть 13-15 мая 1986 г, с.57.

45. Материалы совещания с участием представителей фирмы Halliburton. Декабрь 1985 г., г.Краснодар, ВНИИКРНефть.

46. Рябов Н.А. Клименов К.В., Мамврийский Е.А. Смесительная установка УС-Э. Машины и нефтяное оборудование. М.,ВНИИОЭНГ, 1979г., № Ю,с.28-30.

47. Robert C.Smirh. Amco Production Co. Tullsa. Checlist aids Successful primary cementing. Oil and Gas Journal. Nov.l. V.80 N 44, 1988, с 72-75.

48. Edvin S. Arnold, Philips Petroleum Co. Cementing: Bridging the Gap From laboratory Results to Field Operations. Journall of Petroleum Technology. 1982, V 34, N 12, pp.2843-2852.

49. J.J Hartog, D.R.Davies, R.B.Stewart. An Integrated Approch for Successful Primary Cementations. Journal of Petroleum Technology. 1983. V 35, N 10, pp. 1600-1609.

50. Dwight K. Smith. Cementing. Second Printed. New-Jork. 1976, Dallas (monograph, volume 4 of the Henry L.). p.6.

51. The new Applied Endineered Cementing. B.J.Hughes Inc, 777, South Post ODK RD, Suite 333, Houston, Texas 77027. p.24.

52. Подгорский Jl.E., Ильчисонис В.К. Машины для разгрузки и транспорта порошкообразных материалов. МашГИЗ, М.,Ленинград,1961г., р.24.

53. Ванштейн С.С., Горн Б.Е. Смесительные машины для приготовления растворов при бурении и эксплуатации скважин. ГОсИНТИ, М., 1958г.

54. Белов В. П., Волостнов С. А. Разработка рецептуры промывочной жидкости для бурения скважин в условиях рапопроявлений. В сб.: Нефтепромысловое дело. Бурение нефтяных и газовых скважин, добыча нефти». Куйбышев, 1976, вып. 3., с.55-60.

55. Мужин JI. К., Лубан В. 3., Оголихин Э. А. О природе образования залежей рапы и технологии проводки скважин в хемогенных отложениях. РНТС, сер. «Бурение», М., ВНИИОЭНГ, вып. №8, С. 19-22,1974.

56. Применение известково-битумного раствора в условиях проявления рапы./Л.К. Мухин, В.И. Толкунов, И.Б. Хейфиц и др.// Нефтяное хозяйство. 1976. - вып.З. - С.51-53.

57. Рябченко В.И., Мариампольский Н. А., Пеньков А.И. Проявление рапы при разбуривании солевых пород. В сб. «Промывка и цементирование скважин», М., Недра, 1973, С. 172-174.

58. Поляков Г.А. Бурение скважин в условиях рапопроявлений. М., ВНИИЭгазпром, сер. «Бурение газовых и газоконденсатных скважин», 1980, вып. 7.

59. Бадовский Н.А., Файман В.П. Борьба с осложненниями при бурении глубоких скважин за рубежом. М., 1986, 57 с.

60. Tretolite Announces Corrosion Inhibitor. — The American Oil and Gas Report, 1982, v.25, № 9.

61. Sheffield J.S., Collins K.B., Hackney R.M. Salt drillings in the Rocky Mounthans. // Oil and Gas J., 1983.- v.55.- №10. -P.873-877.

62. Samrouri F.A., Al-Chalibi A.M. Khuff Drilling-1. ADCO improves deep Khuff drilling. // Oil and Gas J. 1985. - v.82, №28. - P.563-565.

63. Pierce D.M., Alexander A.M.D. High-weight polimer mud stops magnesium salt water contamination, save time // Oil and Gas J. 1984 - v.82. -№ 37. - P.289-293.

64. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. РД 08-200-98.-М., 1998.- 160 с.

65. Руководство по предупреждению загрязнения нефтенасыщенных пластов. РД 39-0147009-510-85. Краснодар. - 1985. - 76 с.

66. Сорочкин М.А., Щуров А.Ф., Урьев М.Б. Изучение процессов гидратации минералов, составляющих цемент в присутствии ПАВ //Коллоидный журнал. 1972. -1 XXXIV , № 4-с.1401-1405.

67. Новохатская И.Н., Репяхова Т.М. Влияние суперпластификатора С-3 на прочность и структуру гидратированных мономинералов клинкера тампонажного портландцемента . //Тр./ВНИИКРнефть. -Вопросы крепления скважин. 1983. - с. 64-69.

68. Вавражин Ф. Влияние химических добавок на процессы гидратации и твердения цемента //IV Международный конгресс по химии цемента. Т.2., кн.»-М., 1976. -с.6-11.

69. Иванова Е.В., Андреева Е.П., Стукалова Н.П. Исследование адсорбционных взаимодействий при гидратации индивидуальных вяжущих в растворах углеводородов. //Коллоидный журнал. 1980. - Т. 15, Вып.1- с.43-48.

70. Повышение прочности цементного камня добавками пластификаторов и ускорителей схватывания. /М.О.Ашрафьян, Н.Б.Савенок, Н.М.Ризванов и др. //НТИС. Серия: НПД в нефтяной промышленности в новых условиях хозяйствования. 1989. - № 1. — с. 13-14.

71. Баженов Ю.М., Рожкова К.Н., Даева В.А. Улучшение свойств гипса добавкой суперпластификаторов. -Строительные материалы, 1979., №11, с.24-27.

72. Бутг Ю.М., Сычев М.М., Немашев В.В. Химическая технология вяжущих материалов. М.: Высшая школа, 1980. -568.

73. Савенок Н.Б. Оценка влияния ускорителей схватывания на прочностные характеристики цементного камня раннего возраста. //Крепление и ремонт скважин, Краснодар, ВНИИКРнефть, 1990, с.41.

74. Савенок Н.Б. Оценка влияния ускорителей схватывания на прочностные характеристики цементного камня раннего возраста //Тр. /ВНИИКРнефть. -Крепление и ремонт скважин. 1990. - с.41-51.

75. Цыбин А.А, Гайворонский A.A. Повышение надежности разобщения пластов на месторождениях с аномально высокими пластовыми давлениями. //Н.Х. 1985. - 7. - с. 19-22.

76. Особенности крепления скважин в неустойчивых солевых отложениях /А.И. Булатов, Л.Б. Измайлов, Л.И. Рябова и др. Тезисы докл. Всесоюзной конференции «Формирование и работа тампонажного камня». —Краснодар 1984., с.114

77. М.О. Ашрафьян. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. М., Недра, 1989.

78. API Specification 10 (SPEC 10) Fifth edition, July 1, 1990.

79. Куксов А.К., Бабаян Э.В, Шевцов В.Д. Предупреждение и ликвидация газонефтепроявлений при бурении. М., «Недра», 1992, 251 с.

80. Технология управления скважиной при газоводонефтепроявлениях в различных горно-геологических условиях. РД 39-0147009-544-87, 1986. 26 с. Бабаян Э.В. и др.

81. Первый опыт бурения горизонтальных скважин на Ковыктинском га-зоконденсатном месторождении.//В.А. Казаков, Э.С. Зиганшин, М.Х. Исмагилов и др. / НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море", № 4-5, Москва, С.25-28, 1999.