автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Разработка буровых растворов для вскрытия продуктивных горизонтов и капитального ремонта в скважинах с открытой призабойной зоной на газовых и газоконденсатных месторождениях Западной Сибири

На правах рукописи

Ахметов Азат Ахметович

Разработка буровых растворов для вскрытия продуктивных горизонтов и капитального ремонта в скважинах с открытой призабойной зоной на газовых и газоконденсатных месторождениях Западной Сибири

Специальность 05.15.10 - Бурение скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 1996

Работа выполнена на кафедре бурения нефтяных- и газовых скважин Уфимского государственного нефтяного технического университета (УГНТУ) и в Управлении повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин ДП "Уренгойгазпром" (УПНП и КРС ДП УГП)

■Научный руководитель академик АЕН РФ, профессор

Мавлютов М. Р.

Официальные оппоненты:

Ведущее предприятие

доктор технических наук Крысин Н. И.

кандидат технических наук Нигматудлина А. Г.

БП "Тюменбургаз"

Защита состоится 28 июня 1995 г. в 15 часов на заседании диссертационного совета Д 063.09.02 при УГНТУ по адресу: 450062, РБ, Уфа, Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке УГНТУ. .

Автореферат разослан 28 мая 1996 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

Бахтизин Р. Н.

Защищаемые положения

1. Количественные характеристики устойчивости горных пород-коллекторов в различных по типу и свойствам буровых растворах.

2. Рецептуры буровых растворов для вскрытия продуктивных горизонтов и капитального ремонта в скважинах с открытой приза-бойной зоной.

3. Уравнения, связывающие реологические свойства буровых растворов с показателями осадконакопления и транспортирования шлама по стволу скважины с большим зенитным углом.

4. Результаты опытного и промышленного применения рекомендуемых буровых растворов.

Практическая ценность. Разработаны три рецептуры буровых растворов для вскрытия продуктивных горизонтов и капитального ремонта в скважинах с открытой призабойной зоной, которые внедрены в производство в ДП "Уренгойгазпром".

Инвертно-эмульсионный раствор на основе органофильного бентонита применяется в УПНП и КРС ДП УГП с 1992 года. Анализ его применения на 21 скважине с открытыми и перфорированными приза-бойными зонами в процессе капитального ремонта, как связанного с бурением, так и не связанного с ним, показывает, что работы прешли без осложнений, дебиты скважин сохранялись либо даже увеличивались до 18%, время выхода скважины на проектный режим после КРС сократилось в среднем на 40% по сравнению с ранее применяемыми системами буровых растворов и жидкостей.

По результатам работы разработан и в 1996 году введен в дейстзие в ПО УГП руководящий документ Тидрофобно-эмульсионные растворы для глушения скважин и проведения капитального ремонта на Уренгойском месторождении". РД-05751745-01-96.

Апробация работы. Материалы, составляющие основное содержание диссертации, докладывались и обсуждались на научно-технической конференции ПО УГП в 1993 г.; на научно-техническом совете ПО УГП в 1994 г.; на научно-технической конференции в УГНТУ (г.Уфа, 1995г.). Отдельные разделы работы рассматривались на технических советах УПНП и КРС ПО УГП в 1989-95 г.г.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 9 работ в открытой научно-технической печати, в том числе одно авторское свидетельство на изобретение.

Объём и структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти разделов, заключения, списка литературы, приложений. Она изложена на 124 страницах машинописного текста, содержит 18 рисунков, 11 таблиц и 8 приложений. Список литературы включает 112 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы её цель и задачи исследований, приведены основные результаты. научные положения и выводы, выносимые на защиту.

В первом разделе выполнен анализ современного состояния разработки газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири, геолого-технических условий и технологии вскрытия продуктивных горизонтов.

Уникальное в мире созвездие газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири за 20 лет интенсивной эксплуатации вступило в зрелую стадию разработки, характеризующуюся стабилизацией добычи. К настоящему моменту по ряду объективных и субъективных причин выявился ряд негативных явлений (обводнение, вынос песка и др.). который может вызвать падение добычи значительно раньше проектных сроков. Имеются значительные резервы для стабилизации и даже наращивания добычи традиционным путем - вовлечением в разработку новых месторождений, но требуются огромные инвестиции, которых на сегодня просто нет. Гораздо более эффективен и реализуем другой путь - интенсификация добычи из имеющихся и новых скважин на освоенных месторождениях.

Показано, что имеются значительные резервы интенсификации добычи и снижения эксплуатационных затрат. Целесообразно изменить существующую конструкцию скважин: спускать эксплуатационную колонну до кровли продуктивного пласта, а через нее вскрывать пласт, оставляя его открытым или укрепляя фильтром, профильным парекрывателем. спускаемым на НКТ. Это позволит:

- значительно повысить совершенство скважины по характеру вскрытия пласта;

- применять для вскрытия продуктивного горизонта специально приготовленные буровые растворы, в наибольшей мере соответствующие условиям вскрытия;

- полностью устранить опасность загрязнения продуктивного горизонта тампонажным раствором и его фильтратом;

- значительно повысить качество цементирования эксплуатационной колонны и надежность разобщения газоносных пластов от остальных;

- резко сократить объем бурового раствора, потребного для вскрытия продуктивного горизонта, а также уменьшить его потери при бурении.

На всех месторождениях имеются пласты небольшой толщины с очень низкими коллекторскими свойствами, но в' них сосредоточено до 30% запасов газа, конденсата и нефти.Повышение только качества вскрытия таких пластов малоэффективно, если оценивать эффект по абсолютному приросту дебита. В этом случае гораздо эффективнее сочетание высокого качества вскрытия пласта с давно известным, но широко не применяемым в нашем регионе решением - с пологим или горизонтальным вхождением в пласт и бурением в нем длинной выработки. Такие скважины получили название горизонтальных и пологих. В принципе может быть пробурено из одной скважины несколько таких выработок в разных направлениях по азимуту. Специалисты считают, что сегодня 31 газовое и газоконденсатное месторождение в России целесообразно разрабатывать горизонтальными скважинами, которые позволяют:

-- кратно увеличить дебиты в малопроницаемых коллекторах;

- снизить депрессию и увеличить время безводной эксплуатации залежи;

- создавать хранилища газа в малопроницаемых коллекторах;

- переводить непромышленные залежи газа в промышленные и тем самым прирастить промышленные запасы.

Поэтому совершенствование методов разработки газовых и га-зоконденсатных месторождений с применением горизонтальных скважин сейчас является вопросом научно-технической стратегии отрасли. Буровикам следует квалифицированно решить проблему эффективного заканчивания таких скважин.

Для реализации рассмотренных решений необходимы буровые растворы, которые бы обеспечивали бурение без аварий и осложнений на участках ствола с большим зенитным углом, а также качественное вскрытие продуктивных горизонтов с сохранением устойчивости открытой призабойной зоны на весь период эксплуатации

скважины.

На сегодня разработан очень широкий спектр буровых растворов и жидкостей для бурения, вскрытия продуктивных горизонтов, глушения и капитального ремонта скважин в самых разнообразных геолого-технических условиях, который приведен в трудах очень многих отечественных и зарубежных авторов. Не умаляя ни чьих заслуг, отметим лишь некоторых из них. внесших наибольший вклад в.узкий круг вопросов, рассматриваемых в данной диссертации. Это Алимжанов М.Т.. Ангелопуло O.K..Байзаков М.К. .Белов В.И..Белов В. П.. Булатов А. И.. Войтенко В. С., Городнов В. Д. .Жидовцев Н. А., Жу-ховицкий С.Ю..Кашкаров Н. Г. .Кистер Э.Г..Конесев Г.В., Крысин Н.И. .Лиманов Е.Л..Липкес М.И. .Мавлютов М.Р..Медведский Р.И., Мин-хаГфов К. Л., Мирзаджанзаде А. X.. Мухин Л. К.. Нигматуллина А. Г., Пеньков А.И.. Рахимбаев Ш.М., Ребиндер П. А., Резниченко И. Н. .Ряб-ченко В.И., Тимохин И.М..Шарипов А.У.,Ятров С.Н..Роджерс В.Ф. .Грей Р.Дж. .Дарли Г.С.Г.

Однако все разработки велись либо для качественного вскрытия продуктивных горизонтов, либо для обеспечения устойчивости стенок скважины. Задача об одновременном обеспечении качественного вскрытия продуктивных горизонтов и длительной устойчивости стенки скважины, как правило, не ставилась. В большинстве отечественных исследований не учитывалось напряженное состояние горной породы, которое значительно влияет на ее взаимодействие с буровым раствором и особенно сильно проявляется при больших зенитных углах ствола, малых радиусах закругления. При бурении пологих и горизонтальных скважин наблюдаются большие затруднения с выносом шлама, но влияние свойств бурового раствора, особенно структурно-механических, на структуру потока и скорость выноса шлама изучено недостаточно. Наконец, в последние годы появилась целая гамма новых химических реагентов различного назначения. Крайне важно исследовать их влияние на качество вскрытия пласта и устойчивость стенки скважины.

В заключение раздела обоснован круг вопросов, которые необходимо решать в первую очередь. На их основе сформулированы названные выше цель и задачи исследований диссертации. Мы стремимся разработать универсальные буровые растворы, пригодные для первичного, вторичного вскрытия продуктивных горизонтов, а также глушения эксплуатирующихся скважин для проведения в них различ-

ных работ. За счет многократного применения одного и того же объема бурового раствора в различных технологических процессах можно, с одной стороны, значительно сократить затраты на его приготовление и содержание, а с другой, - существенно облегчить решение вопросов утилизации отходов производства и предупреждения загрязнения окружающей среды из-за уменьшения объема последних.

Во втором разделе разработана методика исследования влияния вида и свойств бурового раствора на устойчивость горных пород -коллекторов и вынос шлама, выбраны необходимые экспериментальные установки и средства измерения.

Аналитическое исследование напряженного состояния горных пород рассматриваемого региона в приствольной зоне скважины показывает. что она вполне может иметь открытую призабойную зону в интервале залегания продуктивного горизонта на всех стадиях разработки залежей как сеномана, так и валанжина, если прочность горных пород в процессе эксплуатации скважины будет снижаться не более чем на 25% по отношению к природной. Основной причиной снижения прочности горных пород является физико-химическое взаимодействие с заполняющей ей жидкостью. Поэтому и принято нами решение изучить влияние вида и свойств бурового раствора на изменение прочности горных пород коллекторов.

На основе анализа существующих методик исследования влияния среды на прочность горных пород нами как наиболее рациональная выбрана для своих исследований методика, предложенная Тюменским государственным нефтегазовым университетом. По этой методике в качестве показателя изменения прочности в различных средах определяется коэффициент эе устойчивости горной породы в данной среде, вычисляемой по формуле:

эе = — , (1)

Ц

где - время разрушения образца породы в исследуемой и

эталонной жидкостях. В качестве эталонной жидкости может приниматься любая жидкость. По значению эе можно с минимальными затратами времени и средств выявить жидкости, в наименьшей степени

снижающие прочность данной горной породы и соответственно наиболее пригодные для применения в скважинах с открытой призабойной зоной.

Мы исследовали взаимодействие горных пород с жидкостями при различных видах деформирования: при сжатии, изгибе и растяжении, чтобы установить, в каком случае влияние среды на прочность горных пород сильнее, и учитывать это на практике в зависимости от целей использования жидкостей. При испытаниях образцы породы выдерживаются в исследуемой среде до разрушения под нормальным напряжением, равным примерно половине предела прочности при соответствующих видах деформирования.

Образцы горных пород по составу соответствуют коллекторам -сеномана и валанжина Уренгойского месторождения. Изготавливаются они из керна или шлама, отобранных в процессе бурения соответствующих отложений. Поскольку все продуктивные горизонты представлены чередованием песчаников, алевролитов и глин, то шлам отбирался избирательно при бурении каждой из этих пород и изготавливались из них образцы по общепринятой технологии: цилиндрической формы диаметром 10...30 мм. высотой 15...40 мм, а для испытаний на изгиб - пластинчатой формы длиной 30 мм, шириной 10 мм и толщинэй 2 мм в специальных разъемных пресс-формах под давлением 240 МПа.

В качестве исследуемых жидкостей мы выбрали 6 жидкостей на водной и углеводородной основе, удовлетворяющих требованиям качественного вскрытия продуктивных горизонтов, а в качестве эталонной - дистиллированную воду. Испытания на сжатие и изгиб проводились на специальной экспериментальной установке, а на растяжение - на гидравлическом прессе.

Рассмотрен вынос шлама из вертикальных и наклонных скважин, показана необходимость изучения влияния на этот процесс неньютоновских свойств жидкостей, особенно при зенитном угле ствола более 35°. Мы решили исследовать влияние реологических свойств бурового раствора на размыв шлама в пологом и горизонтальном стволе скважины. Для этого разработана экспериментальная установка с каналом в форме щели, моделирующая нижнюю часть сечения пологого ствола скважины, имеющего зенитный угол 64° и площадь поперечного сечения потока 120 см2. На дно щели насыпается слой натурного шлама, имеющего фракционный состав в диапазоне 0,1...1 мм. Раз-

мыв изучался при ламинарном, как в натуре, режиме течения раствора.

В качестве модели бурового раствора выбраны вязкопластичные и псевдопластичные системы на водной основе девяти составов плотностью 1000...1200 кг/м3; пластической вязкостью ,8...64 мПа»с; с динамическим напряжением сдвига 3...76 дПа; условной вязкостью 20...65 с. Изменение параметров жидкости производилось регулированием концентрации твердой фазы и водорастворимых полимеров - КМЦ, гипана. сайпана и др.

Наряду с размывом осадка решено изучить и взвешивающую способность потока бурового раствора в зависимости от его реологических параметров. В мерном стеклянном цилиндре, наполненном прозрачной неньютоновской жидкостью, измеряется скорость осаждения модельных частиц шлама с эквивалентным диаметром до 6 мм. Реологические параметры жидкости изменением концентрации водорастворимого полимера регулировались в следующих пределах: структурная вязкость 5...32 мПа*с; динамическое напряжение сдвига 33... 201 дПа.

' В заключение дана оценка погрешности измерений, приведена методика статистической обработки результатов исследования. Суммарная' ошибка измерений с надежностью 0,95 не превышает 5% при изучении выноса шлама и доходит до. 20% при измерении прочности образцов горной породы.

В третьем разделе изложены результаты экспериментального исследования влияния вида и свойств буровых растворов на устойчивость терригенных горных пород-коллекторов. Наименьшая устойчивость песчаников при сжатии имеет место в дистиллированной воде. что объясняется ее высокой поверхностной активностью, высокой скоростью капиллярной пропитки. Вода быстро насыщает образец. создает на гидрофильных поверхностях пор песчаника гидрат-ные оболочки, ослабляющие связи между зернами и снижающие коэффициент внутреннего трения породы.

В водном буровом растворе устойчивость песчаника кратно выше. Это связано с образованием на поверхности образца фильтрационной корки и с кольматацией поровых каналов, замедляющих дальнейшее проникновение фильтрата в глубь образца. С возрастанием показателя фильтрации бурового раствора с 6 до 12 см3/30 мин.

коэффициент устойчивости пропорционально снижается до трех раз и более. При.дальнейшем росте показателя фильтрации коэффициент устойчивости приближается к значению для дистиллированной воды.

Наибольшая устойчивость образцов песчаника наблюдается в буровых растворах на углеводородной основе. Она более чем на порядок выше, чем в водных буровых растворах с низким показателем фильтрации, и более чем на два порядка выше, если сравнивать с дистиллированной водой. Дано объяснение наблюдаемым изменениям.

Алевролит гораздо менее чувствителен к воде, чем песчаник. Его образцы разрушаются в дистиллированной воде за 264 с, т.е. в 5... 6 раз медленнее, чем песчаник. Это связано с их большой плотностью, низкой проницаемостью и сцементированностью базаль-ным цементом. Как и песчаник, алевролит наиболее устойчив в неводных растворах. Например, в ИЭР разрушение происходит через 22200 С.

Глинистые образцы разрушаются значительно медленнее по сравнению с песчаниками как в воде, так и в буровом растворе. Это, на первый взгляд, противоречит широко распространенному мнению о том, что глины наиболее чувствительны к воде. Действительно. в результате гидратации глины резко. • вплоть до нуля, снижают свою прочность,но в данном случае мы измеряем не прочность, а показатель, эквивалентный скорости ее снижения в данной среде. Последняя у глины вполне может быть меньше, чем у песчаника. поскольку при существующих перепадах давления глина практически непроницаема и прочно удерживает воду на своей поверхности, не давая ей проникнуть вглубь. В результате оводнение образца происходит за счет диффузии, скорость которой очень мала. Чем активнее глина, т.е. больше ее обменная емкость и меньше валентность катионов обменного комплекса, тем медленнее проникает вода в глубь образца. Так, искусственные бентонитовое образцы разрушаются в дистиллированной воде через 1012 с, а натурные глинистые, состоящие из малоактивных глинистых минералов, - через 248 с. Как и ранее, наибольший коэффициент устойчивости глинистых образцов в неводных буровых растворах.

Анализ экспериментальных данных показывает, что коэффициент устойчивости любой горной породы наибольший в средах, не смачивающих ее. Поэтому коэффициент устойчивости образцов из органо-фильного бентонита с гидрофобной поверхностью примерно одинаков

как в водной, так и в неводной среде, а время сохранения устойчивости велико: на уровне значений для образцов с гидрофильной поверхностью в неводной среде. Показано, что эффект гидрофобиза-ции поверхности горкой породы является, к сожалению, временным.

Все терригенные горные породы. слагающие продуктивные горизонты, в наибольшей степени сохраняют свою прочность на сжатие в буровых растворах на углеводородной основе. В течение непродолжительного времени (до 10 суток) сохраняют ее они и в водных буровых растворах, если гидрофовизировать поверхность горной породы. Такой же вывод следует из анализа результатов испытаний образцов горной породы на изгиб.

Прочность образцов на растяжение практически не зависит от вида и свойств насыщающей среды, поскольку она обусловлена наиболее прочными связями между зернами породы, куда проникновение жидкостей затруднено.

Таким образом, длительная устойчивость стенки скважины с открытой призабойной зоной обеспечивается при заполнении ее газом, углеводородной жидкостью или буровыми растворами на углеводородной основе. В течение ограниченного времени (до 10 суток) обеспечивается она и при заполнении скважины водными буровыми растворами с низким (менее 10...12 см3/30 мин) показателем фильтрации, если стенка скважины предварительно гидрофобизирована.

В четвертом разделе рассмотрено влияние вида и свойств бурового раствора на вынос шлама из скважин с большими зенитными углами. Изучено влияние свойстз бурового раствора на размыв осадка шлама, который эквивалентен толщине слоя шлама, накапливающегося на нижней стенке пологой скважины при бурении. Чем больше размыв, тем меньше будет накапливающийся осадок.

Статистический анализ экспериментальных данных показал, что плотность бурового раствора из-за довольно узкого диапазона изменения (890...1200 кг/м3) практически не влияет на размыв шлама. Наиболее сильно влияют реологические свойства. Уравнение регрессии имеет вид:

0. 43

5 = 11.84 - , • (2)

т\0-7

где 5 - толщина смытого слоя, мм; т0 - динамическое напряжение сдвига бурового раствора, Па; ц - пластическая вязкость бурового раствора, Па*с.

Множественный коэффициент корреляции уравнения (2) составляет 0,8, а частные коэффициенты корреляции для т] и т0 составляют 0.938 и 0,54 соответственно. Следовательно, влияние пластической вязкости на размыв шлама примерно в два раза выше, чем влияние динамического напряжения сдвига.

Таким образом, ограничить осаждение шлама на нижней стенке при бурении пологих и горизонтальных скважин при ламинарном течении бурового раствора в кольцевом пространстве можно двумя способами: увеличением динамического напряжения сдвига бурового раствора или снижением его пластической вязкости. На практике т0 ограничено верхним пределом, превышение которого приводит к ряду нежелательных последствий: значительным колебаниям давления в скважине при СПО, ухудшению очистки бурового раствора от шлама и газа и др. С другой стороны, влияние т0 слабее, чем т1. Например, двукратное увеличение-10 снижает осадконакопление на 30%. а такое же уменьшение пластической вязкости снижает его более чем на 60%. Следовательно, ограничить осадконакопление гораздо целесообразнее уменьшением пластической вязкости бурового раствора,тем более это благотворно влияет на многие другие технологические операции. Размыв шлама возрастает с ростом отношения х0/т[. но не монотонно. Наибольший рост наблюдается при значениях т0 /К1>150

С"1.

Установлена тесная связь (коэффициент корреляции 0,85) между вязкопластичными и псевдопластичными свойствами малоглинистых буровых растворов. Оптимальным значениям то/т1>150 с"1 соответствуют оптимальные значения консистенции к>170 мПа*с; показателя нелинейности'п<0,65 и к/п>300 мПа*с. Показателями к, п, к/п можно пользоваться, когда буровые растворы, например, полимерные, не обладают вязкопластичными, а обладают только псевдопластичными свойствами.

Реологические свойства бурового раствора сильно влияют и на скорость оседания шлама. Дано объяснение этому влиянию.

Экспериментальные данные вполне удовлетворительно аппроксимируются уравнениями:

V = 0,26 + 20, Id + 0,3h - 0, 01то - 0.08П. (3)

•to

V = 14,4 + 8. 27d3 - 6,31 --(4)

где V - скорость оседания частиц, мм/с; d, d3 - соответственно геометрический и эквивалентный диаметры частиц, мм; h - длина модельных частиц шлама, мм; т0 - динамическое напряжение сдвига бурового раствора, дПа; ri - пластическая вязкость бурового раствора, мПа*с.

Множественный коэффициент корреляции равен 0.78, а частные коэффициенты корреляции составляют: для диаметра - 0,68; для длины частицы - 0,2. Анализ выражений (3), (4) показывает, что скорость оседания частиц шлама резко уменьшается при т0 >50 дПа и П>12 мПа*с, т.е. при то/цН00 с"1.

В целом для улучшения очистки ствола скважины от шлама при бурении с промывкой вязкопластичными буровыми растворами целесообразно поддерживать показатель т0 /-ц=150.. .400 с"1, а при бурении с промывкой псевдопластичными буровыми растворами - показатель k/n=300...800 мПа*с.

В пятом разделе описаны буровые растворы, рекомендуемые для вскрытия продуктивных горизонтов и капитального ремонта в скважинах с открытой призабойной зоной, а таете их практическая апробация.

Показано, что к свойствам буровых растворов и других жидкостей, применяемых для вскрытия бурением продуктивных горизонтов, глушения и проведения ремонтных работ в скважинах с открытой призабойной зоной, следует предъявлять единые требования. На основе выполненных исследований эти требования нами разработаны и приведены в табл. 1.

Руководствуясь этими требованиями, разработаны рецептуры буровых растворов, которые являются универсальными, т.е. применимыми как для вскрытия продуктивных горизонтов бурением, так и глушения и капитального ремонта скважин с открытой призабойной зоной. Разумеется, они вполне пригодны и для выполнения различных работ в обсаженных скважинах. Рекомендованы для практическо-

Таблица 1

Требования к свойствам бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов и капитального ремонта в скважинах с открытой призабойной зоной

Требуемые свойства

Продолжи- Зенит-

тельность ный Диспер- Показа- Реологические свойства

работ. угол сионная тель *

сут. ствола среда фильт- Вязкоплас- псевдоплас-

сква- рации. тичные тичные

жины, см3

град. ЗОмин

0...35 вода до 5 -

до 10

35... 90 -"- -"- Х0/Х[ =150 К/П=300

400 с"1 800 мПа*с

0...35 углеводороды. - -• свыше Ю жидкость

35...90 -"- - т0/п=150 К/п=300

400 с"1 800мПа*с

го применения три рецептуры бурового раствора, состав и свойства которых представлены в табл. 2.

Полимерный раствор рекомендуется для непродолжительной (до 10 суток) работы в вертикальных и наклонных (зенитный угол до 35 0) скважинах. Меловой раствор предназначен для непродолжительной работы в пологих и горизонтальных скважинах; применим также в вертикальных и наклонных скважинах. Инвертно-эмульсионный раствор служит для длительной (более 10 суток) работы в пологих и горизонтальных скважинах; можно в случае необходимости применять и для непродолжительной работы в скважинах с любым зенитным уг-

Таблица 2

Состав и свойства буровых растворов

Пар а м е т р ы Р а с т вор а

N Состав бурового раствора, % Плотность, кг/м^ Электростабиль -ность, В СНС 1/10 мин, ДПа Пока-эетель фильтрации, см 30 мин К, мПв*с п, К/п, мПа*с ■со, дПа*с И, мПа*с т /пе с"1

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

1.Полимерный раствор: гипан-0,3; серогель - 0,2;

ФХЛС - 0,7; 1.

Цемент - 0,13; м

ДКС-экстендер-

- 0,02; хлорис- ' тый калий - 1; 1040 - 0/0 2.5 27 0.84 32

ПАВ - до 1; нефть - 8; вода - ост.

2.Меловой рзствор: мел - 9; глпно-порошок высшего

сорта - 1; 1080 - о/о 5 918 0.48 1912 -

ДКС-экстендер-

- 0,4; хлористый калин - 1; ПАВ - до 1; нефть - 5; вода - ост.

1 2 3 4 5 6

3 ИЭР : диз. топ-

ливо или кон-

денсат -33...48

эмультал - 2;

органобентонит- 860... 200... 10. . .

- 0,5...0,7; 1070 280 44 СО

вода или раст- 12. . .

вор хлор, каль- 46

ция , натрия -

остальн.

Продолжение табл. 2

8 9 10 11 12

120.. 26.. 428. .

- - 2 40 46 522

ЛОМ.

Все рекомендованные рецептуры прошли промысловые испытания. Полимерный раствор применен в Красноградском УБР для вскрытия продуктивных горизонтов при бурении вертикальных скважин по обычной технологии с обсаживанием призабойной зоны. В опытных скважинах сократилось время вызова притока из пласта в среднем на 20%. они уже на второй месяц вышли на проектный режим работы, тогда как обычно это наблюдается через несколько месяцев. Наконец, бурение, геофизические исследования и спуск колонны прошли без осложнений; увеличились в среднем на 26. 2%' механическая скорость бурения и проходка на долото вследствие значительного' уменьшения содержания твердой фазы в буровом растворе .

Меловой раствор испытан при проводке дополнительного горизонтального ствола из эксплуатационной колонны бездействующей скважины 12130 Ен-Яхинской площади Уренгойского месторождения. Без аварий и осложнений было пробурено 127 м горизонтального ствола в сеномане. В течение всего периода раствор был стабилен и сохранял свои свойства на требуемом уровне. Скважина легко и быстро освоилась через дополнительный ствол. Полная очистка призабойной зоны пласта произошла уже в процессе отработки на факел, когда дебит возрос с 306 до 366 тыс. м3/сут. В результате оставления призабойной зоны пласта открытой и повышения качества его вскрытия возрос дебит газа на метр вскрытой эффективной толщины пласта до 19,7 тыс.м3/сут. тогда как по соседним скважинам он равнялся 12,4 ...17,1 м3/сут.. В целом дебит горизонтальной скважины-оказался в среднем в четыре раза выше дебита соседних вертикальных скважин. Приведенные результаты свидетельствуют, во-первых, о достоверности наших выводов относительно высокой эффективности и перспективности горизонтальных газовых скважин с открытой призабойной зоной , а во-вторых, - об обоснованности наших требований к свойствам буровых растворов.

Инвертно-эмульсионный раствор в объеме 50 м3 впервые был испытан в 1992 г. для глушения двух вертикальных скважин с целью смены пакера, поскольку не было других скважин, более соответс-вующих назначению данного бурового раствора. Обе скважины после ремонта сразу вышли на доремонтный режим работы, несмотря на то что более месяца находилась в ремонте из-за отсутствия необходимого оборудования. Учитывая это, данная рецептура ИЭР внедрена в

производство в УПНП и КРС ПО УГП. В 1992-96 гг. с ее применением проведен 21 скважино-ремонт. В результате при сохранении продуктивности скважин сократилось время глушения, освоения и ввода в эксплуатацию в 1,5...2 раза. По результатам применения ИЭР нами разработан и внедрен в 1996 г. руководящий документ "Гидро-фобно-эмульсконные растворы для глушения скважин и проведения капитального ремонта на Уренгойском месторождении". РД-05751745-01-96.

В работе описана технология приготовления рекомендуемых растворов.

Таким образом, промысловая апробация рекомендуемых рецептур буровых растворов убедительно свидетельствует о том. что они соответствуют своему назначению. Дебиты скважин после ремонта находятся на доремонтном уровне, а иногда даже превышают его до 18% без принятия специальных мер по интенсификации притока, в 1.5...2 раза сокращается' продолжительность освоения и ввода скважин в эксплуатацию, бурение проходит без осложнений, устойчивость открытой стенки скважины обеспечивается.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ. ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Выполнен анализ современного состояния разработки газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири и технологии вскрытия продуктивных горизонтов. Показано, что значительным резервом интенсификации добычи и снижения эксплуатационных затрат является вскрытие продуктивных горизонтов горизонтальными скважинами, без обсаживания призабойной зоны.

2. Показано, что необсаженная стенка скважины в продуктивной толще сеномана и валанжина будет устойчива на всех стадиях разработки залежи, если прочность пород остается постоянной или снижается со временем не более чем на 25% по отношению к природной.

3. Установлены количественные характеристики устойчивости терригенных горных пород, слагающих продуктивные горизонты газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири в буровых растворах при различных видах деформирования (сжатие, изгиб, растяжение). Длительная устойчивость стенки скважины с открытой

призабойной зоной обеспечивается при заполнении её газом, углеводородной жидкостью или буровыми растворами на углеводородной основе. В течение ограниченного времени (до 10 суток) обеспечивает она и при заполнении водными буровыми растворами с низким (менее 10...12 см3/30мин) показателем фильтрации, если стенка скважины предварительно гидрофобизирована.

4. Показаны причины ухудшения очистки от шлама ствола пологих и горизонтальных скважин; исследовано влияние реологических свойств бурового раствора на осаждение шлама на нижней стенке пологих и горизонтальных скважинах, на транспортирование его по стволу скванины.

В целом для улучшения очистки ствола скважины от шлама при бурении с промывкой вязкопластичными буровыми растворами следует соблюдать условие т0/п= 150...400 с"1, а псевдопластичными - условие К/п=300... 800 мПа*с.

5. Разработаны конкретные требования к свойствам бурового раствора для качественного вскрытия продуктивных горизонтов и капитального ремонта в скважинах с открытой призабойнсй зоной в зависимости от продолжительности работ и зенитного угла ствола скважины.

6. Предложены рецептуры: полимерного раствора для непродолжительной (до 10 суток) работы в вертикальных и наклонных (зенитный угол до 35°) скважинах; мелового раствора для непродолжительной работы в пологих и горизонтальных скважинах; инверт-но-змульсионного раствора для длительной (более 10 суток) работы в пологих и горизонтальных скважинах.

7. Все рецептуры испытаны на промыслах. На меловом растворе успешно пробурен дополнительный горизонтальный ствол длиной 127 м в бездействующей газовой скважине. ИЭР с 1992 года применяется в УПКП и KPС ПО УГП для выполнения различных работ. Разработан и в 1996 году внедрён в ПО УГП руководящий документ "Гидрофсбно-эмульсионные растворы для глушения скважин и проведения капитального ремонта на Уренгойском месторождении". РД-05751745-01-96.

8. Промысловые испытания показали, что разработанные рецептуры бурового раствора соответствуют своему назначению. Дебиты скважин после ремонта находятся на доремонтном уровне, а иногда даже превышают его до 18% без принятия специальных мер по интен-

сификации притока, в 1.5...2 раза сокращается продолжительность освоения и ввода скважин в эксплуатацию, бурение проходит без осложнений, устойчивость открытой стенки скважины обеспечивается.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. О наработке промывочного раствора и состоянии ствола при бурении эксплуатационных скважин на Уренгойском месторождении /Хомик Ы. В.. Кашкаров Н.Г., Ахметов A.A., Моталева Т. А.//Реф. инф. серии "Бурение газовых и газо'конденсатных скважин". - М.: ВНИИЭгазпром. 1979.- вып. 4. - с. 11-16.

2. К вопросу промывки скважин при бурении в породах с отрицательной температурой/Хомик М.В.. Кашкаров Н.Г.. Медведский Р. И.. Верховский H.H., Ахметов А. А. //Реф. инф. серии "Бурение газовых и морских нефтяных скважин". - М.: ВНИИЭгазпром. 1982. -вып. 3. - с. 11-14.

3. Кашкаров Н.Г., Ахметов А.А. Снижение проницаемости при разбуривании газового пласта // Газовая промышленность. - М.: 1990. - 8 6. - С. 50-53.

4. Кашкаров Н.Г.. Ахметов A.A.. Пуртов А. П., Выбор параметров промывочной жидкости для бурения скважин с горизонтальным окончанием //Газовая промышленность. - М.: 1992,- Н 6.- с. 29-30.

5. Проводка дополнительного ствола из эксплуатационной колонны бездействующей скважины / Оганов А. С..Беляев В.И., Повали-хин A.C.. Ахметов A.A., Москвичев В.Н.// Нефтяное хозяйство. -М.: 1993. - N 9. - с. 6-7.

6. Применение полимерного раствора для бурения горизонтального ствола на скв. J 12130 Ен-Яхинской площади / Волынина И.С., Кашкаров Н.Г.. Пуртов А. П., АХметов A.A.. Шарипов A.M. // Тезисы докладов X юбилейной научно-технической конференции "Проблемы освоения нефтегазовых месторождений Западной Сибири". - Новый Уренгой. 1993. - с. 27.

7. Влияние реологических свойств бурового раствора на очистку от шлама ствола скважины с большим зенитным углом / Ка-рамов Р.Г., Ахметов A.A., Левинсон Л.М.. Мавлютов М.Р.// Материалы научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. - Уфа. 1995. - с. 24.

8. Влияние вида бурового раствора на устойчивость горных

пород, коллекторов нефти и газа Западной Сибири / Лобов Д.Н., Ахметов A.A., Сакаев.Р.М., МавлютовМ.Р. // Материалы научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. - Уфа. 1995. - с. 35.

9. A.c. N 1542950 СССР, С 09К7/02. Способ обработки глинистого бурового раствора / Мотылева Т.А., Пронин В.М., Ахметов A.A. И др. - Опубл. БИ N 6, 1990. - с. 27.

Соискатель

Ахметов A.A.

Ротапринт УГНТУ. 450062, г. Уфа, Космонавтов, 1

ВВЕДЕНИЕ.

1. БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ НА ГАЗОВЫХ И ГА30-КОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ ДЛЯ БУРЕНИЯ, ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН.

1.1. Современное состояние разработки газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири

1.2. Геолого-технические условия вскрытия пластов, анализ применяемой технологии

1.3. Буровые растворы для бурения скважин и вскрытия продуктивных горизонтов' •.

1.4. Жидкости, применяемые для заполнения скважин при их капитальном ремонте

1.5. Направления совершенствования технологии вскрытия продуктивных горизонтов, буровых растворов и жидкостей для заполнения скважин при их капитальном ремонте

1.6. Обоснование задач исследований

2. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ ВИДА И СВОЙСТВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА УСТОЙЧИВОСТЬ ТЕРРИГЕННЫХ ГОРНЫХ ПОРОД - КОЛЛЕКТОРОВ И ВЫНОС ШЛАМА. ВЫБОР ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ УСТАНОВОК И СЩСТВ ИЗМЕРЕНИЯ.

2.1. Оценка напряженного состояния открытой

- з призабойной зоны и его изменения в процессе разработки залежи

2.2. Разработка методики и выбор экспериментальных установок для исследования влияния вида и свойств бурового раствора на устойчивость горных пород-коллекторов

2.3. Анализ выноса шлама из скважин с большими, до 90°, зенитными углами

2.4. Разработка методики и выбор экспериментальных установок для исследования влияния свойств бурового раствора на вынос шлама из скважин с большими зенитными углами

2.5. Методика статистической обработки результатов исследования, оценка погрешности измерений

2.6. ,Выводы.

3. ВЛИЯНИЕ ВИДА И СВОЙСТВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА УСТОЙЧИВОСТЬ ТЕРРИГЕННЫХ ГОРНЫХ ПОРОД - КОЛЛЕКТОРОВ

3.1. Влияние буровых растворов на устойчивость при сжатии

3.2. Влияние буровых растворов на устойчивость при изгибе

3.3. Влияние буровых растворов на устойчивость при растяжении

3.4. Выводы.

4. ВЛИЯНИЕ ВИДА И СВОЙСТВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА

ВЫНОС ШЛАМА ИЗ СКВАЖИН С "БОЛЬШИМИ ЗЕНИТНЫМИ

УГЛАМИ.

4.1. Влияние буровых растворов на осаждение шлама в стволе скважины

4.2. Влияние бурового раствора на транспортирование шлама по стволу скважины.

4.3. Выводы.

5. БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ, РЕКОМЕНДУЕМЫЕ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ

ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА В СКВАЖИНАХ С ОТКРЫТОЙ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНОЙ, ИХ ПРАКТИЧЕСКАЯ АПРОБАЦИЯ

5.1. Требования к буровым растворам для вскрытия продуктивных горизонтов и капитального ремонта в скважинах с открытой призабойной зоной.

5.2. Рецептуры буровых растворов для вскрытия продуктивных горизонтов, глушения скважин и проведения в них ремонтных работ

5.3. Промысловые испытания рекомендуемых буровых растворов

5.4. Результаты опытного и промышленного применения рекомендуемых буровых растворов

5.5. Выводы.

Газовая промышленность сегодня и в перспективе является одной из немногих отраслей, которая поддерживает всю экономику России [1,79,81]. В 1994 году было добыто около 600 м.£.м3 природного газа, которые обеспечили требуемые объемы внутреннего потребления и экспорта. Практически весь объем добычи и запасов газа России (на 1993 г. 79,9% разведанных запасов и 87,2% добычи) сосретоточен в Тюменской области [2]. Однако самые крупные газовые и газоконденсатные месторождения вступили в зрелую стадию разработки и буквально в ближайшие, годы следует ожидать начала резкого снижения добычи при существующей системе разработки и технологии добычи. Чтобы хотя бы удержать достигнутый уровень добычи в условиях неуклонного снижения пластового давления, необходимо совершенствовать добычу как из старых, так и из вновь бурящихся скважин.

Отечественный и зарубежный опыт свидетельствуют о том, что значительные резервы таятся в технологии первичного и вторичного вскрытия продуктивных горизонтов, что дебиты отдельных скважин, как правило, значительно ниже потенциально возможных. Дебиты скважин можно существенно увеличить, если, с одной стороны, предупредить снижение проницаемости пластов в процессе первичного, вторичного вскрытия их и капитального ремонта скважин. С другой стороны, необходимо всемерно увеличить площадь фильтрации пластового флюида в скважине. Последнее достигается оставлением при-забойной зоны открытой взамен традиционного крепления трубами с последующей перфорацией колонны й цементного кольца. Более впе чатляющие результаты можно получить, применяя горизонтальные скважины без их обсадки [3,4]. Недаром за рубежом состоялось их второе рождение и они сейчас переживают там настоящий бум. Можно смело утверждать, что в скором будущем скважины с открытой при-забойной зоной, в том числе и горизонтальные, получат очень широкое распространение и в Западной Сибири.

Одной из принципиальных трудностей при строительстве таких скважин является ограниченная прочность терригенных горных пород значительной части продуктивной толщи газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири. Другой проблемой является очистка от шлама пологого и горизонтального ствола скважины. Поскольку эти трудности тесно связаны со свойствами буровых растворов, то разработка последних для данного случая представляется весьма актуальной, особенно в расчете на перспективу и имея в виду необходимость сохранения устойчивости горных пород.

Цель работы

Предупреждение разрушения стенки и снижения проницаемости открытой призабойной зоны скважин, а также осложнений при бурении путем разработки буровых растворов для вскрытия пластов и капитального ремонта.

Задачи исследований

1. Изучение влияния вида и свойств буровых растворов на устойчивость терригенных горных пород-коллекторов.

2. Установление связей между свойствами бурового раствора и выносом шлама из скважин с большим, до 90 0, зенитным углом.

3. Разработка рецептуры буровых растворов для вскрытия продуктивных горизонтов и капитального ремонта в скважинах с открытой призабойной зоной.

4. Оценка практической эффективности рекомендаций.

Научная новизна

1. Получены количественные характеристики устойчивости горных пород-коллекторов газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири в различных буровых растворах.

2. Установлены значения реологических параметров буровых растворов, при которых предупреждается накопление осадка на забое и нижней стенке и обеспечивается нормальное транспортирование шлама по стволу скважины с большим зенитным углом. В частности, раствор должен обладать вязкоупругими и псевдопластичными свойствами с показателем нелинейности менее 0,65 и консистенцией более 0,17 Па*с.

3. Разработаны требования к буровым растворам для вскрытия продуктивных горизонтов и капитального ремонта в скважинах с открытой призабойной зоной.

Защищаемые положения

1. Количественные характеристики устойчивости горных пород-коллекторов в различных по типу и свойствам буровых растворах.

2. Рецептуры буровых растворов для вскрытия продуктивных горизонтов и капитального ремонта в скважинах с открытой призабойной зоной.

3. Уравнения, связывающие реологические свойства буровых растворов с показателями осадконакопления и транспортирования шлама по стволу скважины с большим зенитным углом.

4. Результаты опытного и промышленного применения рекомендуемых буровых растворов.

Практическая ценность

Предложены формулы, которые позволяют определить необходимые реологические свойства буровых растворов для бурения скважин с большим зенитным углом и предупредить осложнения и аварии, связанные с накоплением осадка в стволе.

Разработаны конкретные рецептуры буровых растворов для вскрытия продуктивных горизонтов и капитального ремонта в скважинах с открытой призабойной зоной. Рекомендуемые рецептуры буровых растворов обеспечивают бурение без осложнений и аварий в ходе первичного вскрытия пласта в вертикальных, наклонных и горизонтальных скважинах при сохранении естественной проницаемости и долговременной устойчивости стенки открытой призабойной зоны. Заполнение ими скважин при капитальном ремонте как с открытой, так и с перфорированной призабойной зоной не снижает дебиты по отношению к первоначальным. Наоборот, по результатам промысловых испытаний, дебиты скважин после капитального ремонта увеличиваются до 18% без принятия специальных мер по интенсификации притока.

Реализация работы в промышленности

Основные результаты диссертации используются в практической деятельности Управления по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин (УПНП и КРС) производственного объединения "Уренгойгазпром" (ПО УГП). Так, инвертно-эмульсионный раствор на основе органофильного бентонита применяется с 1992 года. Анализ его применения на 21 скважине с открытыми и перфорированными призабойными зонами в процессе капитального ремонта, как связанного с бурением, так и не связанного с ним, показывает, что работы прошли без осложнений, дебиты скважин сохранялись либо даже увеличивались до 18%, время выхода скважины на проектный режим после КРС сократилось в среднем на 40% по сравнению с ранее применяемыми буровыми растворами и жидкостями.

Разработан и внедрен в 1996 г. в ПО УГП руководящий документ "Гидрофобно-эмульсионные растворы для глушения скважин и проведения капитального ремонта на Уренгойском месторождении". РД - 05751745 - 01 - 96.

Апробация работы

Материалы, составляющие основное содержание диссертации, докладывались и обсуждались на научно-технической конференции ПО УГП в 1993 г.; на научно-техническом совете ПО УГП в 1994 г. ; на научно-технической конференции в УГДТУ (г.Уфа, 1995 г.). Отдельные разделы работы рассматривались на технических советах УПНП и КРС ПО УГП в 1989-95 г.г.

По теме диссертации опубликовано 9 работ в открытой научно-технической печати.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ. ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Выполнен анализ современного состояния разработки газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири и технологии вскрытия продуктивных горизонтов. Показано, что значительным резервом интенсификации добычи и снижения эксплуатационных затрат является вскрытие продуктивных горизонтов горизонтальными скважинами, без обсаживания призабойной зоны.

2. Показано, что необсаженная стенка скважины в продуктивной толще сеномана и валанжина будет устойчива на всех стадиях разработки залежи, если прочность поррд остается посгоянной или снижается со временем не более чем на 25% по отношению к природной. с.

3. Установлены количественные характеристики устойчивости терригенных горных пород, слагающих продуктивные горизонты газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири, в буровых растворах при различных видах деформирования (сжатие, изгиб, растяжение). Длительная устойчивость стенки скважины с открытой призабойной зоной обеспечивается при заполнении ее газом, углеводородной жидкостью или буровыми растворами на углеводородной основе. В течение ограниченного времени (до 10 суток) обеспечивает она и при заполнении водными буровыми растворами с низким (менее 10.12 см3/30 мин.) показателем фильтрации, если стенка скважины предварительно гидрофобизирована.

4. Показаны причины ухудшения очистки от шлама ствола пологих и горизонтальных скважин; исследовано влияние реологических свойств бурового раствора на осаждение шлама на нижней стенке пологих и горизонтальных скважин, на транспортирование его гю стволу скважины.

В целом для улучшения очистки ствола скважины от шлама при бурении с промывкой вязкопластичными буровыми растворами следует соблюдать условие х0/т\ = 150.400 с-1, а псевдопластичными -условие К/п = 300.800 мПа*с.

5. Разработаны конкретные требования к свойствам бурового раствора для качественного вскрытия продуктивных горизонтов и капитального ремонта в скважинах с открытой призабойной зоной в зависимости от продолжительности работ и зенитного угла ствола скважины.

6. Предложены рецептуры: полимерного раствора для непродолжительной (до 10 суток) работы в вертикальных и наклонных (зенитный угол до 35°) скважинах; мелового раствора для непродолжительной работы в пологих и горизонтальных скважинах; инверт-но-эмульсионного раствора для длительной (более 10 суток) работы в пологих и горизонтальных скважинах.

7. Все рецептуры испытаны на промыслах. На меловом растворе успешно пробурен дополнительный горизонтальный ствол длиной 127 м в бездействующей газовой скважине. ИЭР с 1992 г применяется в УПНП и КРС ПО УГП для выполнения различных работ. Разработан и в 1996 году внедрён в ПО УГП руководящий документ "Гидрофоб-но-эмульсионные растворы для глушения скважин и проведения капитального ремонта на Уренгойском месторождении". РД-05751745-01-96.

8. Промысловые испытания показали, что разработанные рецептуры бурового раствора соответствуют своему назначению. Дебиты скважин после ремонта находятся на доремонтном уровне, а иногда даже превышают его до сяз принятия специальных мен ;п сификации притока, в 1,5.2 раза сокращается продолжительность освоения и ввода скважин в эксплуатацию, бурение проходит без осложнений, устойчивость открытой стенки скважины обеспечивается.

- из

1. Басниев К.С., Дмитриевский А.Н., Старосельский В.И. Сырьевая база газовой промышленности России // Газовая промышленность. М. : 1993. - N 10.- с. 11-13.

2. Гриценко А.И. Газовые ресурсы России // Газовая промышленность. М. : 1993. - N 10,- с. 19-21.

3. Черных В.А. Расчёт гидродинамической эффективности горизонтальной газовой скважины // Газовая промышленность. М.: 1993. - N 2. - с. 36.

4. Оболенцев Н.В. Горизонтальное бурение скважин // Газовая промышленность. М.: 1991. - N 12. - с. 38-39.

5. Гереш П.А. Перспективы развития Уренгойского месторождения // Газовая промышленность. М.: 1992. - N 1. - с. 6-7.

6. Регулирование разработки газовых месторождений Западной Сибири / Гриценко А.И. и др.-М.: Недра, 1991. 304 с.

7. Дюкалов С.В., Кирсанов А.Н., Маслов В.Н. Геолого-промысловые аспекты разработки сеноманских газовых залежей Западной Сибири. М.: ВНИИЭгазпром, 1986. - 37 с.

8. Опыт первых лет разработки сеноманской залежи Ямбургско-го месторождения / Кирсанов А.Н. и др. М.: ВНИИЭгазпром, 1990. - 42 с.

9. Рабочий групповой технический проект N 126 на строительство эксплуатационных скважин на валанжинские отложения на Уренгойском месторождении (газоконденсатные скважины). Тюмень: Тю-менНИИГипрогаз, 1992. - 107 с.

10. Рабочий групповой технический проект N 125 на строительство эксплуатационных скважин на валанжинские отложения на Уренгойском месторождении (нефтяные скважины). Тюмень: Тюмен-НИИГипрогаз, 1992. - 108 с.

11. Грей Дж.Р., ДарлиГ.С.Г. Состав и свойства буровых агентов /промывочных жидкостей/. М.: Недра, 1985. - 509 с.

12. Муравьёв В.М. Справочник мастера по добыче нефти. М.: Недра, 1975. - 264 с.

13. Амиян В.А., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. М.: Недра, 1972. - 336 с.

14. Кашкаров Н.Г., Ахметов А.А. Снижение проницаемости при разбуривании газового пласта // Газовая промышленность. М.: 1990. - N 6. - с. 50-53.

15. Ангелопуло O.K., Подгорнов В.М., Аваков В. Э. Буровые растворы для осложненных условий. М.: Недра, 1988. - 135 с.

16. Белов В.И. Промывочные жидкости при бурении в зоне залегания мерзлоты / Труды Гипротюменнефтегаза. Тюмень: 1968, -вып. 6. - с. 109 - 121.

17. Белов Б.П. Образование каверн при бурении скважин. -М.: Недра, 1970. - 152 с.

18. Булатов А.И., Пеньков А.И., Просёлков Ю.М. Справочник по промывке скважин. М.: Недра, 1984. - 318 с.

19. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Рябченко В.И. Технология промывки скважин. М.: Недра, 1981. - 304 с.

20. Войтенко B.C. Управление горным давлением при бурении скважин. М.: Недра, 1985. - 184 с.

21. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. М.: Недр&, 1984. - 229 с.

22. Буровые растворы с улучшенными смазочными свойствами

23. Яров А. Н., Жидовцев Н.А., Гильман К.М. и др. М.: Недра, 1975.- 143 с.

24. Жуховицкий С. Ю. Регулирование параметров глинистых растворов. М.: Гостоптехиздат, 1960. 158 с.

25. Жуховицкий С.Ю. Промывочные жидкости в бурении. М.: Недра, 1976. - 170 с.

26. Кашкаров Н.Г. Совершенствование рецептуры промывочной жидкости и технологии проводки скважин в многолетнемерзлых породах. :Дис. на соиск. уч. степ. канд. техн. наук. Тюмень, 1988.- 184 с.

27. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. -М. : Недра, 1972. 319 с,

28. КонесевГ.В., Мавлютов М.Р., Спивак А. И. Противоизнос-ные и смазочные свойства буровых растворов,- М.: Недра,1980. -144 с.

29. Смазочное действие сред в буровой технологии / Конесев Г. В., Мавлютов М.Р., Спивак А. И., Мулюков Р. А. М.: Недра, 1993. - 272 с.

30. Крысин Н.И. Разработка буровых растворов с низким содержанием твердой фазы и безглинистых для повышения качества и ускорения строительства скважин. Том 1.: Дис. на соиск. уч. степ. докт. техн. наук. Уфа, 1987. - 476 с.

31. Лиманов Е.Л., Страбыкин И.Н., Елизаров М.И. Направленное бурение разведочных скважин. М.: Недра, 1978. - 223 с.

32. Дедусенко Г.Я., Иванников В.М., Липкес М.И. Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы. М.: Недра, 1985. -160 с.32. .авлютов М. Р. Разрушение горных пород при оуренлп скважин. М.: Недра, 1978. - 215 с.

33. Медведский Р.И. Строительство и эксплуатация скважин на нефть и газ в вечномерзлых породах. М.: Недра, 1987. - 230 с.

34. Бабалян Г. А., Шарипов А. У., Андресон Б.А., Минхайров К.Л. Перспективы применения полимерных растворов при бурении глубоких скважин // Тр. БашПИНИнефть. Уфа, 1975. - вып. 40. -С. 95-102.

35. Мухин Л.К. Буровые растворы на углеводородной основе для бурения в осложненных условиях и вскрытия продуктивных пластов. : Дис. на соиск. уч. степ. докт. техн. наук. М., 1971. -368 с.

36. Рахимбаев Ш.М. Регулирование технических свойств тампо-нажных растворов. Ташкент: Фан, 1976. - 160 с.

37. Ребиндер П.А. Избранные труды: Поверхностные явления в дисперсных системах. Коллоидная химия. М.: Наука, 1978. - 368 с.

38. Резниченко И.Н. Управление свойствами буровых растворов при бурении глубоких скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1976. - 123 с.

39. Резниченко И.Н. Приготовление, обработка и очистка буровых растворов. М.: Недра, 1982. - 230 с.

40. Шарипов А.У. Проектирование и технология бурения глубоких разведочных скважин в Западной Сибири.: Дис. на соиск. уч. степ.докт.техн.наук. Уфа, 1993. - 384 с.

41. Ятров С.Н. Промывочные жидкости в бурении скважин. М. : Гостоптехиздат, 1960. 312 с.

42. Ятров С.Н. Естественные промывочные растворы в бурении (растворы на основе выбуренных пород). -М.: Гостоптехиздат, 1963. 206 с.

43. Роджерс В.Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей для бурения нефтяных скважин. М.: Недра, 1967. - 599 с.

44. Инструкция по рецептурам, технологии приготовления и химической обработки буровых растворов. РД 39-0147009. ВНИИКр-нефть, ВНИИБТ, 1990. - 156 с.

45. Подгорнов В.М. Формирование призабойной зоны с целью повышения продуктивности нефтегазодобывающих скважин.: Дис. на соиск. уч.степ.докт.техн.наук. М., 1995. - 180 с.

46. Троцкий В.Ф. Разработка технологии и техники капитального ремонта скважин на поздней стадии разработки газоконденсатных месторождений. : Дис. на соиск.уч.степ.канд.техн.наук. -М., 1993. 197 с.

47. Рассохин Г. В. Завершающая стадия разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1977. - с. 158-163.

48. Акопян Н.Р., Шмельков В.Е. Влияние снижения проницаемости призабойной зоны на освоение скважин // Геология, бурение и разработка газовых месторождений Предкавказья. М.: Недра, 1967. - вып.2. - с. 115-120.

49. Акопян Н.Р., Клименко З.К., Шмельков В.Е. К вопросу глушения газовых скважин //Геология, бурение и разработка газовых месторождений Предкавказья. Орджоникидзе: "ИР", 1971. -вып. 3. - с. 181-188.

50. Амиян В.А., Брагин В.А., Столяров Е.В. Применение пен на поздней стадии разработки месторождений // Газовая промышленность. М. : 1976. - N 7. - с. 22-23.

51. Аметов И.М., Шерстнев Н.М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин. М.: Недра, 1989. .- 213 с.

52. Ахметов Б.Г., Бузинов С.Н. Эксплуатация газовых скважин на поздней стадии разработки // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М: ВНИИЭгазпром, 1980. -вып. 10. - 38 с.

53. Воронов В.Н., Царев В.Л. Применение облегченных промывочных жидкостей на поздней стадии разработки газоконденсатных месторождений //РНТС Тазовое дело". М.: ВНИИОЭНГ, 1970. - N 12. - с. 12-14.

54. Гвоздев Б.П., Гриценко А.И., Корнилов А.Н. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1988. -с. 447-476.

55. Глушение и освоение скважин в условиях пониженных пластовых давлений / Воронов В.Н. и др. // Газовая промышленность. -М. : 1972. N 8. - с. 5 - 8.

56. Глушение газовой скважины с помощью пены /Агишев А.П. идр. // Газовая промышленность. М.: 1972. - N 8. с. 3-5.

57. Денисов Г.Г., Муратов В. X., Юркив Н.И. Результаты изысканий и испытаний рецептуры жидкости, временно закупоривающей пласт // РНТС "Разработка и эксплуатация газовых и газоконден-сатных месторрождений". М.: ВНИИЭгазпром, 1973. - N 3. - с.

58. Корли У.Т., ПАТТОН Дж.Т. Растворы, не содержащие твердой фазы, для заканчивания и ремонта скважин // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. М: 1984. - N И. - с. 17-22.

59. М.: ВНИИОЭНГ, 1986. вып. 18. - с. 19-23.

60. Шарипов А.Ш., Сабиров Х.Ш. Пенообразующие жидкости для глушения скважин // Нефтяная и газовая промышленность. М.: 1983. - N 1. - с. 38-41.

61. Промывочные жидкости для вскрытия продуктивных пластов и ремонта скважин // РНТС "Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений". М.: ВНИИЭгазпром, 1973. - N 7. - с. 20.

62. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта / Рябоконь С. А. и др. // Обзор, инф. серии "Нефтепромыслов дело",- М.: ВНИИОЭНГ, 1989. с. 14-15.

63. Сулейманов А.Б., Карапетов К.А., Яшин А.С. Техника итехнология капитального ремонта скважин. М.: Недра, 1987. -316 с.

64. Тищенко В.И. Потери добычи углеводородного сырья от глушения скважин при их ремонте без применения блокирующих составов // Газовая промышленность. М.: 1992. -N3. - с. 17 -19.

65. Тищенко В.И. Эффективность применения временно закупоривающих составов коллекторов // Газовая промышленность. М.: 1992. - N 4. - с. 26-27.

66. Хейвиц И.Б., Яремийчук Р.С., Бачерников А.В. Методика оценки специальных жидкостей дл; перфорации скважин // Нефтяная и газовая промышленность. Киев: Техника, 1987. - N 1. - с. 24 - 26.

67. Шмельков В.Е. Исследование и разработка технологии глушения газовых скважин на завершающей стадии разработки месторождений. : Дис. на соиск. уч. степ. канд. техн.наук. Ставрополь, 1978. - 228 с.

68. Ammerer Н., Hashemi R., Gewell G. Completion Fluids. A Generic Overviem D.G // Drilling. 1983. - VI. - p. 55 - 67.

69. Acosta D. Maximizing recovery using completion and wor-kover fluids //Petrol. Eng. Inst. 1986. - vol.58. - N 4. - p. 55,58,60.

70. Fluid-loss Control through the use of a liguid-thicke-ned Completion and workover brine/ Hudson G.E. and oth. // G. of Petroleum Technology. October, 1983. - p. 17 - 21.

71. Коновалов B.C., АфонИн^В.Н., Белей И.И. Влияние фильра-тов буровых растворов на коллекторские свойства газонасыщенных пластов // Газовая промышленнрсть. М.: 1993. - N 6. - с. 26

72. Уляшева Н.М., Епифанова Е.Е., Кучерявых С.М. Применение полимерных буровых растворов для вскрытия пластов // Газовая промышленность. М.: 1994. - N 6. - с. 18-19.

73. Выжигин Г. Б. Влияние условий вскрытия пластов и закан-чивания скважин на их продуктивность // Совершенствование процессов бурения скважин и нефтеотдачи. Куйбышев: КПтИ, 1984. -с. 25-37.

74. Вяхирев Р.И. РАО "Газпром": проблемы и перспективы // Газовая промышленность. М.: 1994. - N 6. - с. 1-3.

75. Новые технологии первичного вскрытия пласта на Уренгойском НГКМ / Пономарев В. А. и др. //Газовая промышленность. -М. : 1994. N 5. - с. 6-7.

76. Вяхирев Р.И. Долгосрочная ориентация на природный газ // Газовая промышленность. М.: 1994. - N 4. - с. 2-5.

77. Разработка газовых месторождений горизонтальными скважинами / Гриценко А.И. и др. // Газовая промышленность. М.: 1994. - N И. - с. 18-20.

78. Вяхирев Р.И. Интеллектуальная основа развития газовой промышленности // Газовая промышленность. М.: 1995. - N 1. -с. 1-3.

79. Троцкий В.Ф., Зазекало И.Г. Разработка растворов-гелей для глушения скважин // Газовая промышленность. М.: 1995.- N 1.- с.25.

80. Опыт применения профильных перекрывателей и раздвижных расширителей / Абдрахманов Г. С. и др. // Тр. ТатНИПИнефть. -1984. вып. 55. - с. 3-11.

81. Гетлин К. Бурение и заканчивание скважин. М.: Гостоптехнздат, 1963. 508 с.

82. Thomas В., Yuan W. Horisontal well completion // Ocean Ind 1991,111. - Vol. 26, N 2. - p. 20-28.

83. Мирзаджанзаде A.X., Караев А.К., Ширинзаде С.А. Гидравлика в бурении и цементировании нефтяных и газовых скважин.1. М.: Недра, 1977. 230 с.

84. Мирзаджанзаде А.Х., Ентов В.М. Гидродинамика в бурении. М. : Недра, 1985. - 196 с.

85. Шерстнев Н.М., Расизаде Я.М., Ширинзаде С.А. Предупреждение и ликвидация осложнений в бурении. М.: Недра, 1979. -304 с.

86. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин / Шерстнев Н.М. и др. М.: Недра, 1988. - 184 с.

87. Алимжанов М.Т. Нетрадиционный подход к анализу состояния пород приконтурной зоны глубокой горизонтальной выработки // Известия национальной академии наук республики Казахстан, серия физико-математическая. Алматы, 1993. - N 3. - с. 23-26.

88. Alimzhanov М.Т. Methods of continuum nonlinear mechanics in problems of rock pressure control at drilling deep holes. // Advances in Mechanics. Almatu, 1992. - vol.15. - N 3-4. -p.41-69.

89. Зайдель A.H. Элементарные оценки ошибок измерений. -М.: Наука, 1968. 96 с.

90. Пустыльник Е.И. Статистические методы анализа и обработки наблюдений. М.: Наука, 1968. - 288 с.

91. Спивак А.И., Попов А.Н,- Разрушение горных пород при бурении скважин. М. : Недра, 1994. - с. 12-72.

92. О наработке промывочного раствора и состоянии ствола при бурении эксплуатационных скважин на Уренгойском месторождении / Хомик М.В. и др. // Реф. инф.серии "Бурение газовых и га-зоконденсатных скважин". М.: ВНИИЭгазпром, 1979. - вып. 4. -с. 11-16.

93. К вопросу промывки скважин при бурении в породах с отрицательной температурой / Хомик М.В. и др. // Реф.инф.серии "Бурение газовых и морских нефтяных скважин". М.: ВНИИЭгазпром, 1982. - вып. 3,- с. 11-14.

94. Кашкаров Н.Г., Ахметов А.А., Пуртов А.П. Выбор параметров промывочной жидкости для бурения скважин с горизонтальным окончанием // Газовая промышленность. М.: 1992. - N 6. - с. 29-30.

95. Проводка дополнительного ствола из эксплуатационной колонны бездействующей скважины / Оганов А. С. и др. // Нефтяное хозяйство. М.: 1993. - N 9. - с. 6-7.

96. А.с. N 1542950 СССР, С 09К7/02. Способ обработки глинистого бурового раствора / Мотылева Т. А. и др. Заявлено 10.02. 1988, N 4377635. - с. 6.

97. Влияние реологических свойств бурового раствора на очистку от шлама ствола скважины с большим зенитным углом / Ка-рамов Р. Р. и др. // Материалы научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. Уфа, 1995. - с. 24.

98. Влияние вида бурового раствора на устойчивость горных пород, коллекторов нефти и газа Западной Сибири / Лобов Д. Н. и др. // Материалы научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. Уфа, 1995. - с. 35.

99. Турчанинов И.А., Иофис М.А., Каспарьян Э.В. Основы механики горных пород. Л.:Недра, 1977.- 503 с.

100. Справочник по механическим и абразивным свойствам горных пород нефтяных и газовых месторождений /Абрамсон М.Г. и др. М.:Недра, 1984. - 207 с.

101. Смолдырев А.Е. Гидравлический и пневматический транспорт в металлургии и горном деле.- М.:Металлургия, 1967.- 273 с.

102. Леви И.И. Моделирование гидравлических явлений. -М.:Госэнергоиздат, 1960. 176 с.

103. Маковей Н. Гидравлика бурения. М.:Недра, 1986. - 536с.

104. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. М. : 1993. - 87 с.

105. Временная инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ. РД 39-0148052-518-86.1. М.: 1986,- 94 с.