автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Разработка комплекса технологических решений по повышению качества строительства и ремонта скважин на подземных хранилищах газа

На правах рукописи

УДК 622.245+622.279.7

ЗИНОВЬЕВ ВАСИЛИЙ ВАСИЛЬЕВИЧ

РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ КАЧЕСТВА СТРОИТЕЛЬСТВА И РЕМОНТА СКВАЖИН НА ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩАХ ГАЗА (на примере Северо-Ставропопьского ПХГ)

Специальность 05.15.10 Бурение скважин

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Ставрополь 2000

ГГи од

1 з га ш

Работа выполнена в ООО «Кавказтрансгаз» и СевКавГТУ, г.Ставрополь.

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор, К.М.Тагиров Научный консультант:

кандидат геолого-минералогических наук, доцент С.А.Варягов Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор И.П.Дороднов

кандидат технических наук, доцент Ю.А. Пуля Ведущее предприятие - ООО «Юггрансгаз» (г. Саратов)

Защита состоится 23 июня 2000 г. в 14® часов на заседании диссертационного Совета К 064.11.04 в Северо-Кавказском государственном техническом университете по адресу: 355035, г. Ставрополь, пр Кулакова, 2.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке СевероКавказского государственного технического университета.

Автореферат разослан 23 мая 2000 г.

Ученый секретарь диссертационного Совета, К.Г.-М.Н., доцент В.А.Гридин

-ОЯЗ Г)

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность исследований. Одним из основных элементов Единой системы газоснабжения являются подземные хранилища газа (ПХГ), служащие для покрытия сезонных неравномерностей в потреблении газа регионами, расположенными на больших расстояниях от газодобывающих районов. Повышение надежности и эффективности эксплуатации ПХГ является актуальной проблемой, решение которой связано прежде всего с повышением качества строительства и ремонта скважин.

Продуктивный пласт ПХГ представляет собой весьма сложную флюи-додинамическую систему, чувствительно реагирующую на всякое воздействие в призабойной зоне пласта (ПЗП). При этом возникают процессы, течение и последствия которых зависят от емкостно-фильтрационных свойств горных пород, физико-химических свойств насыщающих их флюидов, а также характера воздействия на пласт при его вскрытии и эксплуатации.

Большинство ПХГ созданы на базе истощенных газовых месторождений и характеризуются аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД). Для таких объектов особо важным является вопрос о разработке технологий временного блокирования продуктивного пласта при строительстве скважин и проведении в них ремонтно-восстановительных работах (РВР), предотвращающих значительное загрязнение коллекторов.

Циклический характер эксплуатации ПХГ, приуроченных, как правило, к неустойчивым терригенным коллекторам и наличие водопритоков приводит к разрушению ПЗП, образованию песчано-глинистых пробок, снижению производительности скважин.

Следовательно, разработка технологий, направленных на сохранение коллекторских свойств пласта в процессе строительства скважин и проведения в них РВР представляет собой важную проблему.

Работа выполнялась в ООО «Кавказтрансгаз» и СевКавПГУ с использованием лабораторной базы ОАО «СевКавНИПИгаз» в рамках отраслевой программы МНТК «ГЕОС» (1988 - 1992 гг.), Программы работ на 1998

- 1999 гг. по увеличению суточной производительности ПХГ, долгосрочной Программы научных исследований для обеспечения эффективного развития ОАО «Газпром».

Целью диссертационной работы является разработка комплекса технологических решений, направленных на повышение качества строительства и РВР в скважинах ПХГ.

Основные задачи исследований:

- исследование влияния циклической эксплуатации ПХГ на обводненность газовых скважин в условиях упруговодонапорного режима;

- разработка состава технологической жидкости для временного блокирования продуктивного пласта, обеспечивающей сохранение коллектор-ских свойств как при его вскрытии, так и в процессе проведения РВР в условиях АНПД;

- разработка составов для водоизоляции в газовых скважинах;

- разработка технологии создания искусственной призабойной зоны в газовых скважинах.

Научная новизна:

- разработан состав технологической жидкости на основе реагента-наполнителя «Целлотон-Ф», обладающей способностью временного блокирования продуктивного пласта с максимальным сохранением его кол-лекторских свойств;

- разработана технология индикаторных исследований характера во-допритоков в газовых скважинах с использованием нового типа флюоресцирующих тонкодисперсных индикаторов (трассеров), позволяющая определять направления потоков пластовых вод и проводить диагностирование обводнения газовых скважин;

- разработан состав технологической жидкости для проведения во-доизоляционных работ в газовых скважинах, состоящей из гелеобразую-щих и солеобразугощих компонентов со специальными добавками;

- разработана технология создания искусственной призабойной зоны, выполняющей роль водоизоляционного экрана, но проницаемой для газа.

Практическая ценность. Диагностирование водопритоков в газовых скважин позволяет своевременно подобрать наиболее эффективный состав водоизолирующей композиции и провести водоизоляцию. Разработанная технология временного блокирования продуктивного пласта с АНПД обеспечивает максимальное сохранение проницаемости коллекторов.

Реализация результатов исследований. Полученные в процессе исследований разработки использовались при подготовке технологических проектов создания и эксплуатации Северо-Ставропольского ПХГ в хадум-ском горизонте и зеленой свиты, а также при строительстве и капитальном ремонте 28 скважин Северо-Ставропольского и Щелковского ПХГ.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы были представлены на Межрегиональной научно-технической конференции по проблемам газовой промышленности России, посвященной 35-летию ДАО "СевКавНИПИгаз" (Ставрополь, 1997); III Региональной научно-технической конференции "ВУЗовская наука - Северо-Кавказскому региону" (Ставрополь, 1999); XXIX и XXX научно-технических конференциях по результатам научно-исследовательской работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов {Ставрополь, 1998, 1999); Первой международной конференции "Циклы" (Ставрополь, 1999); Совещании ОАО «Газпром» по состоянию и проблемам капитального ремонта скважин (Москва, 1999); Совещании ОАО «Газпром» по подземному хранению газа (Москва, 1999): заседаниях Секции по подземным хранилищам газа Комиссии по месторождениям и ПХГ ОАО «Газпром» (Москва, 1997, 1998; Саратов, 1999; Москва, 1999, 2000).

Автором защищаются следующие основные положения:

1. Технология блокирования продуктивного пласта при вскрытии и проведении РВР, позволяющая максимально сохранить проницаемость коллекторов;

2. Технология индикаторных исследований характера водопритоков в газовых скважинах с использованием нового типа флюоресцирующих тонкодисперсных трассеров;

3. Состав технологической жидкости для проведения водоизоляцион-ных работ в газовых скважинах;

4. Технология создания искусственной призабойной зоны, выполняющей одновременно роль водоизоляциоиного экрана и высокопроницаемого фильтра для газа.

Публикации. Результаты проведенных исследований отражены в 7 публикациях, одна из которых является монографией «Технология проведения ремонтных работ в скважинах при низком пластовом давлении» (М.: Недра, 1999. -141 е.).

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения, изложенных на 149 страницах машинописного текста, включает 25 рисунков и 24 таблицы. Список использованных источников состоит из 115 наименований.

Диссертационная работа выполнена под руководством действительного члена РАЕН и Горной академии РФ, Заслуженного деятеля науки РФ, доктора технических наук, профессора К.М.Тагирова, с получением специальных консультаций кандидата геолого-минералогических наук, доцента САВарягова, которым автор выражает искреннюю признательность и благодарность.

В процессе выполнения исследований автор пользовался советами доктора технических наук, члена-корреспондента РАЕН Р.А.Гасумова, кандидатов технических наук Ю.А.Пули, Ю.К.Игнатенко, В.И.Беленко, Н.И.Андрианова, В.Г.Мосиенко, В.Е.Дубенко, кандидатов геолого-минералогических наук В.А.Гридина, члена-корреспондента РАТН А.А.Ярошенко, ощущал помощь и поддержку С.Б.Бекетова, Т.Ш.Вагиной, Е.П.Серебрякова и многих других. Всем им диссертант считает приятным долгом выразить свою благодарность.

Многие коллеги оказали неоценимую помощь в выполнении расчетов на ЭВМ, оформлении табличного и графического материалов. Всем им автор выражает свою искреннюю признательность.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе изложены технологические особенности вскрытия продуктивного пласта в процессе строительства и ремонта скважин на

пхг.

Первая часть посвящена особенностям геологического строения, создания и эксплуатации Северо-Ставропольского ПХГ.

Одно из крупнейших, в свое время, газовых месторождений Европейской части России - Северо-Ставропольское расположено в пределах Изобильненского района Ставропольского края.

На рассматриваемой территории платформенный чехол мезокайно-зойских отложений с резким угловым стратиграфическим несогласием ложится на палеозойские отложения. В тектоническом плане хадумская залежь приурочена к двум поднятиям платформенного типа - СевероСтавропольскому и Пелагиадинскому, соединенным между собой неглубокой седловиной. Северо-Ставропольское поднятие простирается с юго-запада на северо-восток.

В разрезе хадумского горизонта выделяется пять типов пород: алевриты, алевриты глинистые, алевролиты глинистые, алевролиты сильноглинистые и глины.

Зеленая свита представлена в основном двумя частями. Нижняя часть, вмещающая продуктивный горизонт, представлена песками и алевролитами серыми и темносерыми с зеленоватым оттенком. Песчаники мелкозернистые, спабоглинистые, некарбонатные, слюдистые. Верхняя пачка зеленой свиты, перекрывающая песчанистые образования, представлена карбонатными глинами, темнозелеными мергелями с незначительными прослоями песчаника.

Литологические особенности коллектора обусловливают его слабую сцементированность глинистым материалом, резкое снижение прочности при контакте с пластовой водой и предопределяют основные осложнения, возникающие при эксплуатации скважин. Обводнение скважин, вследствие подъема газоводяного контакта (ГВК) к забоям скважин, вызывает нарушение прочности пласта в призабойной зоне и способствует образованию песчано-глинистых пробок в стволах скважин.

Залежь в хадумском горизонте в промышленную разработку была введена в декабре 1956 г. За период 1956 - 1984 гг. из месторождения (с учетом потерь) отобрано 203,230 мпрд.м3 газа, что составляет 92,38 % от начальных запасов газа.

Создание хранилища в хадумском горизонте было начато в 1984 г. С 1984 по 2000 гг. проведено 17 периодов закачки и 16 периодов отбора газа.

Анализ работы скважин старого (пробуренных во время разработки месторождения) и нового (пробуренных в период создания и расширения ПХГ) фонда показывает, что на протяжении всех периодов эксплуатации производительность скважин старого фонда оставалась в основном выше, чем у скважин нового фонда. Основной причиной этого является заколь-матированность призабойной зоны. Поэтому разработка технологии блокирования ПЗП продуктивного пласта в процессе строительства и ремонта скважин является актуальной задачей.

Создание ПХГ в отложениях зеленой свиты Северо-Ставропольского месторождения начато в 1979 г. В процессе разбуривания хранилища и ввода новых скважин в эксплуатацию было установлено, что вновь введенные в эксплуатацию скважины имеют дебиты ниже проектных. Особенно это касается тех групп скважин, которые расположены в частично или полностью обводненных зонах пласта на начало создания хранилища. Эти скважины сразу после подключения имеют пониженные дебиты из-за высокой водонасыщенности коллектора.

При общем фоне расширения хранилища в периодах отбора эксплуатации Северо-Ставропольского ПХГ осуществлялась при упруговодона-

порном режиме, что подтверждается уменьшением газонасыщенного объёма (на 11-17 %) и объясняется вторжением пластовых вод.

В конце периода отбора газа из ПХГ наблюдается появление пластовой воды в эксплуатационных скважинах, что происходит к интенсивному разрушению терригенного коллектора, износу промыслового оборудования, образованию песчано-глинистых и гидратных пробок. Это обусловливает проведение большого объема качественных водоизоляционных работ.

Во второй части рассмотрено влияние технологических факторов на качество строительства и ремонта скважин на ПХГ.

Процесс вытеснения газа водой из призабойной зоны в глубь пласта во время его вскрытия или проведения КРС и воды газом из призабойной зоны в скважину при ее освоении в значительной степени определяется физико-химическими свойствами воды, насыщающей поровое пространство, а также структурой порового пространства, гранулометрическим и минералогическим составами пород. При обратном вытеснении воды из ПЗП в скважину некоторое ее количество остается в пласте, формируя дополнительную остаточную водонасыщенность. Увеличение остаточной водонасыщенности снижается проницаемость вследствие уменьшения эффективной площади миграции газа.

Причинами, которые вызывают загрязнение ПЗП в процессе вскрытия продуктивного горизонта бурением и цементирования эксплуатационной колонны, в общем случае, являются:

- закупорка пор пласта проникающими частицами твердой фазы рабочей жидкости;

- блокирование ПЗП фильтратом бурового и цементного растворов в результате действия капиллярных и адсорбционных сил;

- набухание глинистого материала пласта в результате взаимодействия с фильтратом;

- образование в призабойной зоне нерастворимых осадков в результате контакта бурового раствора и его фильтрата с пластовыми флюидами;

- выпадение нерастворимых карбонатов и сульфидов в поровых каналах при изменении температуры;

- изменение фазовой проницаемости для газа при вскрытии пласта растворами на нефтяной основе;

- разрушение ПЗП в результате гидродинамических и физико-химических процессов.

Снижение потенциально возможного дебита скважины зависит от глубины загрязненной зоны и степени снижения ее проницаемости. Работы по декольматации ПЗП в большинстве случаев не приводят к ощутимым положительным результатам. Целесообразнее максимально уменьшить кольматизацию в процессе строительства и ремонта скважин, проводя мероприятия по блокированию продуктивного пласта.

Вторая глава посвящена исследованиям особенностей флюидоди-намики ПХГ.

В первой части описано влияние циклической эксплуатации ПХГ на обводненность газовых скважин в условиях упруговодонапорного режима.

При эксплуатации ПХГ в горизонте зеленой свиты во второй половине периода отбора наблюдается увеличение содержания воды в продукции эксплуатационных скважин. На основе анализа комплексных геолого-промысловых данных за период 1979 - 2000 гг. установлено, что для зеленой свиты водогазовый фактор (ВГФ) величиной 2,5 дм3/тыс.н.м3 соответствует водам конденсационного генезиса с минерализацией в пределах 1 -2 г/дм3 и содержанием иона хлора не более 500 мг/дм3. При значениях ВГФ более 2,5 дм3/тыс.н.м3 в жидкости, выносимой с газом, присутствуют пластовые воды. В случае интенсивного обводнения скважин в конце периодов отбора пластовые воды преобладают.

Вторжение подошвенных пластовых вод по мере роста отборов продукции из скважин и перепада давлений является закономерным явлением.

Характер обводнения скважин при накапливании в стволе конденсационной воды носит плавный, постепенный характер и напрямую связан с величинами дебита. Для условий зеленой свиты Северо-Ставропольского

ПХГ, где почти все скважины оборудованы 114-мм лифтом минимальный дебит, необходимый для выноса конденсационной воды, составляет 170 -175тыс.н.м3/сут.

Обводнение скважин пластовыми водами имеет ярко выраженный лавинообразный характер. Как правило, в конце отборов поступление пластовой воды в скважину резко ускоряется, а а последние дни (и даже часы) дебит воды возрастает в десятки и сотни раз.

Для выявления места и характера поступления вместе с газом пластовых вод необходимо использовать полный арсенал возможных средств и методов. Одним из надежных средств диагностики водопритоков являются обобщение и анализ материалов ГИС-контроля, технического состояния и эксплуатации скважин, изучение промыслово-технологических параметров эксплуатации, результаты индикаторных (трассерных) методы.

Во второй части рассмотрена методика исследования флюидодина-мических особенностей ПХГ нетрадиционными способами.

В настоящее время на объектах нефтегазового комплекса расширился круг задач, корректное решение которых возможно только при использовании современных индикаторных методов.

Автором совместно с К.М.Тагировым, С.А.Варяговым и другими исследователями разработана комплексная технология индикаторных исследований в различных средах.

В данной технологии используется принципиально новый тип флюоресцентных индикаторов, что позволяет проводить исследования как в жидких, так и в газовых средах. В качестве трассирующего вещества используется высокодисперсная суспензия твердых или квазитвердых сферических микроскопических частиц (с регулируемыми плотностью, размером, характером поверхности и временем «жизни»), которые состоят из ярко флюоресцирующих инертных (полимерных или латексных) материалов, имеющих заданные плотность и цвет.

Используемые микрочастицы изготовленные из нерастворимых в маркируемых средах, нетоксичных, химически нейтральных, устойчивых к

действию различных факторов полимеров и/или латексов. В пробах индикаторы надежно идентифицируются при максимальном разбавление стартовых проб порядка 10" раз. Их можно выявить в любых средах, при этом в одном эксперименте можно использовать несколько (3 - 5) различающихся по цвету флюоресценции индикаторов. Это значительно расширяет возможности метода, позволяет экономить время и средства.

Метод регистрации новых индикаторов основан на просмотре поверхности мембранного фильтра в поле зрения люминесцентного микроскопа. Идентификация микрочастиц индикатора производится по пяти основным параметрам: цвету; форме частицы; характеру поверхности микрочастиц; интенсивности свечения и размеру микрочастиц.

Реализация новой комплексной технологии индикаторных исследований в водной среде осуществлена в 1999 - 2000 гг. на СевероСтавропольском ПХГ в зеленой свите. Результаты проведенных исследований позволяют установить, что поступление пластовой воды в скв. 252, 178, 299, 300, 284 данного ПХГ осуществляется по нарушениям цементного кольца.

Применение индикаторных исследований по предлагаемой технологии подтверждает их высокую эффективность для решения технологических задач, связанных с эксплуатацией скважин ПХГ.

В третьей главе описан комплекс технологических решений по повышению качества строительства и ремонта скважин на ПХГ.

Первая часть посвящена совершенствованию технологии временного блокирования пласта при его вскрытии и в процессе ремонта скважин.

С целью исключения поглощения и снижения проницаемости при блокировании скважин с АНПД автором совместно с К.М.Тагировым, РАГасумовым и другими исследователями разработана новая блокирующая жидкость (БЖ), представляющая собой пенную систему, приготовленную на основе незамерзающей пенообразующей жидкости (ПОЖ) с наполнителем - «Целлотон-Ф» (табл. 1).

Незамерзающая ПОЖ включает водный раствор хлорида кальция, лигносульфонатный реагент и углеводородную жидкость (газовый конденсат, дизельное топливо и т.д.).

Лигносульфонаты, образующие в воде коллоидные растворы, легко высаливаются хлоридом кальция. При этом образуются комплексные соединения, представляющие новую коллоидную фазу. В качестве лигно-сульфонатов могут быть использованы такие реагенты, как сульфит-спиртовая барда, конденсированная сульфит-спиртовая барда, ферро-хромлигносульфонат и др.

Добавление в систему дизельного топлива или газового конденсата ведет к образованию гидрофильной эмульсии. Наличие хлористого кальция позволяет расширить температурный диапазон применения БЖ до минус 30 °С. '

Блокирование продуктивного пласта по предлагаемой технологии достигается созданием сводовых перемычек, что обеспечивается присутствием наполнителя «Целлотон-Ф», который, закупоривая микротрещины, уменьшает проникновение фильтрата в пласт, повышает устойчивость глинистых сланцев, склонных к набуханию и осыпанию и, следовательно, способствует сохранению коллекторских свойств. Механизм действия БЖ подобен принципу работы запорного клапана, действующего в одном направлении. Удаление реагента из пласта происходит после снятия давления за счет возникающей при этом депрессии реагент.

Таблица 1

Пенообразующие свойства незамерзающей ПОЖ с добавкой различных наполнителей

Наполнитель

ры Без Мел Силикат Резино- Торф «Целлотон-Ф»

пены напол- кальция вая

нителя крошка

Кратность 13 19 1.75 1,75 2,25

1,7 1,8 1,7 1,65 1,7 1,9

Устойчи- 1728 1920 2009 1571 2009 3560

вость, 2400 3100 3323 2009 2541 3320

с/см3

Примечание: в числителе в составе незамерзающей ПОЖ - газоконденсат, е знаменателе - дизельное топливо; содержание наполнителя во всех экспериментах - 2%.

Блокирующий экран с использованием разработанного состава по результатам лабораторных исследований выдерживает более 32,0 МПа (рис. 1). Глубина проникновения блокирующей жидкости в керн в зависи-

Зависимость блокирующей способности незамерзающей ПОЖ с «Целлотон-Ф» от количества наполнителя

4(1

Iм

Е

X £ 10 я Н

О

1 2 3 4 5 6'

К'лщчес I««» MJttu.ini! имя, %

Рис. 1.

мости от проницаемости составляет от '0,1 до 1,3 см. Удаление состава проводят обратной прокачкой инертного газа при давлении 0,1 - 2,0 МПа, что в реальных условиях позволяет деблокировать состав из пласта без дополнительных химических обработок, хотя состав выбран из числа растворимых в щелочах соединений. Коэффициент восстановления проницаемости составляет 94 - 100 %. Состав рекомендован для применения на ПХГ и месторождениях с АНПД.

Пенная система с наполнителем «Целлотон-Ф» гарантирует временное блокирование пласта на период проведения ремонтных работ, устойчива к воздействию пластовых флюидов, легко удаляется из пласта при низких депрессиях без изменения его проницаемости.

Разработан новый способ глушения скважины, включающий закачку в призабойную зону блокирующего агента, например, устойчивой пены на основе незамерзающей ПОЖ, причем, продавка пены осуществляют при ламинарном режиме.

— т I I /

I

После выдержки устойчивой пены в призабойной зоне в течение 6 -8 ч до формирования стабильной структуры производят ступенчатый постепенный переход на рабочую жидкость.

Во второй части главы рассмотрена технология борьбы с притоками пластовых вод.

Недостаточная эффективность применения существующих составов и технологий для селективной водоизоляции обусловлена их высокими фильтрационными показателями, низкой прочностью и слабой водоизоли-рующей способностью экранов. Поэтому совершенствование свойств во-доизолирующих составов на данный момент является актуальной задачей.

В основе технологии применения силикатных растворов для ограничения водопритоков лежит способность силиката натрия взаимодействовать с ионами поливалентных металлов или другими агентами с образованием:

- водонерастворимых осадков Са8Ю3, МдЗЮ3, Мд(ОН)2, Са(ОН)2;

- гелеобразных систем в кислой среде.

В случае применения осадкообразующих составов эффект изоляции объясняется закупориванием (кольматацией) порового пространства нерастворимыми осадками, образующимися в процессе взаимодействия силикатного раствора с ионами металлов, находящимися в пластовой воде (табл. 2). Для скважин с низкой минерализацией пластовых вод прочность изолирующего экрана очень низкая. Повышение прочности изолирующего состава решается дополнительным введением в состав солей и полимеров.

Полимеры способствуют повышению прочности за счет образования межмолекулярных связей между стенками пор и поверхностью осадков. Скорость реакций солеобразования сравнительно высокая, и замедлять ее введением дополнительных реагентов достаточно сложно. Поэтому,; чтобы обеспечить возможность закачки в пласт запланированного объема изолирующего раствора перед нагнетанием силикатного раствора рекомендуется закачать небольшой объем буферной воды.

Таблица 2

Исследование изолирующей способности состава на основе кремнезоля от содержания БЮ2

№ Содер- Проницаемость, Градиент давления Эффектив-

образ- жание К° Ю',г м' начала фильтрации, ность,

ца 8Ю2, МПа %

масс %

ДО после до после [(К,-К2)/К,]°

изоляции изоляции изоляции изоляции 100

1 5 4,06027 0,4180 0.03 0,31 98.97

0,6192 98,48

0,5701 98,60

2 10 3,39283 0,0018 0,04 4.62 99,95

0,0019 99,94

0,0022 99,94

3 15 3,05773 0,0011 0,03 6,15 99,96

0,0012 39,96

0,0014 99,95

4 30 3.81040 0,0011 0,03 6,92 99,97

0,0012 99,97

0,0010 99.98

Количество и концентрация используемых реагентов зависит от конкретных геолого-физических условий, но в общем виде сущность предлагаемой технологии можно выразить следующим образом: раствор соли => вода - раствор силиката + полимер => вода раствор соли

Это позволяет нагнетаемому силикатному раствору достичь в некоа-гулированном состоянии заданной глубины в пласте. Затем вследствие диффузии ионов кальция и магния из пластовой воды и закачанного солевого раствора в процессе фильтрации и рассеивания в пористой среде они взаимодействуют с раствором силикатов натрия с образованием осадков.

При разбавлении кремнезоля водой в соотношении 1:2 высокая изолирующая способность сохраняется, это повышает экономичность состава при его практическом использовании.

В результате проведенных исследований по изучению влияния поли-акриламида (ПАА) на повышение прочности изолирующего состава на основе кремнезоля установлено, что оптимальной концентрацией ПАА в со-

ставе можно считать 0,01 - 0,05 масс. % (табл. 3). При дальнейшем повышении концентрации ПАА прочность изолирующего состава остается неизменной. Кроме того, в этом случае значительно повышается вязкость раствора, что исключает возможность закачать в пласт запланированный объем изолирующего раствора.

Таблица 3

Исследование изолирующей способности состава на основе кремнезоля от содержания ПАА

N2 Содер- Проницаемость, Давление Эффектив-

образца жание К ° 1012 м" начала фильтрации, ность,

ПАА, МПа %

масс %

до после До после [(K,-K,)/K,l°

изоляции изоляции изоляции изоляции 100

1 0,001 3,6693 0,0035 0,0045 0,8 99,91

0.0029 99,92

2 0,01 3,4162 0,0008 0,0045 1,6 99,98

0,0007 99,98

0,0006 99,98

3 3,0960 0,0003 0,0045 2,7 99,96

0,0003 99.96

0,0003 99,96

4 3,9628 0,0002 0,0045 2,8 100,00

0,0002 100,00

0,0002 99,99

При разработке предлагаемого состава применяли силикатсодержа-щие композиции - кремнезоли и полисиликаты. Из числа высокомолекулярных водорастворимых полимеров можно использовать КМЦ (ТУ 6-5539-90, 6-55-40-90), а также импортные Tilosa (Германия) и Gabrosa (Голландия), поливиниловый спирт (ПВС) марки Т (ТУ 6-05-05-85), ПАА марки Kem-Pa S и Poli- Kem-D (США, фирма Кет- Tron, Ink ).

Для проведения изоляции подошвенных водопритоков автором данной диссертационной работы совместно с Р.А.Гасумовым, С.Б.Бекетовым, Т 111. Вагиной и Е.П.Серебряковым создана технология ремонтно-изоляционных работ, включающая: блокирование продуктивного пласта жидкостью с наполнителем, не загрязняющим пласт; изоляцию водоносно-

го пласта тампонажным раствором с низкой водоотдачей; освоение скважины.

Технологический процесс осуществляется следующим образом.

В скважину закачивается буферная жидкость (техническая вода) в объеме, необходимом для лродавливания в пласт газа, находящегося в скважине. При этом избыточное давление на устье скважины снижается до нуля.

Чтобы обеспечить продавку БЖ только в продуктивный пласт, башмак НКТ устанавливается на уровне подошвы газоносного пласта. Далее в трубное пространство НКТ закачивается БЖ. Величина давления продав-ки выбирается с таким расчетом, чтобы давление на продуктивный пласт было выше пластового давления и ниже давления опрессовки эксплуатационной колонны.

После продавки БЖ в пласт НКТ опускаются до подошвы водоносного пласта (до забоя), затем производится закачка тампонажного раствора и его продавливание в водоносный горизонт. При этом давление в процессе продавки тампонажного раствора должно быть меньше, чем при продавке БЖ

Соблюдение данного условия позволяет предотвратить проникновение тампонажной жидкости в продуктивный пласт и обеспечить равномерное его распределение в водоносном горизонте. В результате этого газоносный пласт блокируется с помощью БЖ, а водоносный горизонт изолируется тампонажным раствором. При этом обеспечивается сохранение коллекторских свойств газоносного пласта и надежная изоляция притока пластовых вод в условиях АНПД.

В третьей части главы представлена технология создания искусственной призабойной зоны.

Форсированное знакопеременное нагружение коллектора, характерное для работы скважин ПХГ, приводит к разрушению призабойных зон В результате ухудшаются эксплуатационные характеристики скважин из-за образования песчано-глинистых пробок в стволе скважины, наблюдаются заколонные водоперетоки.

Состав тампонажного раствора для создания искусственной ПЗП включает прямую углеводородную эмульсию (Э) и тампонажный портландцемент ПЦХ (Ц) в соотношении Э/Ц равном от 0,9 до 1,4. Прямая углеводородная эмульсия включает в себя дизельное топливо - до 30 %; воду - до 70 %; эмульгатор - ПВС - 0,1 -0,2 % (или СДБ - до 0,3 %). При

увеличении в составе содержания эмульсии уменьшается плотность

Схема создания искусственной призабойной зоны

1

г,

сГ^

ВПК,

Ру

- а ни пом

раствора с 1350 до 1200 кг/м3 и увеличивается фазовая проницаемость (по газу в результате лабораторных исследований) композиции до 300 - 850 мкм2.

При создании искусственной ПЗП предусмотрен следующий комплекс операций (рис. 2):

1. Закачка расчетного объема тампонажного раствора в колонну НКТ освоенной скважины.

2. Продавка тампонажного раствора по колонне НКТ прода-вочной жидкостью в объеме достаточном для создания высоты столба раствора, эквивалентного статическому давлению в НКТ, рав-

Рис- 2. ному пластовому.

3. Глушение скважины порционной закачкой продавочной жидкости в кольцевое пространство с последовательным снижением давления в за-трубном пространстве.

4. Долив скважины в трубном и затрубном пространстве до устья.

5. Задавка тампонажного раствора в зону разрушения.

6. Вымыв излишков тампонажного раствора из фильтровой части скважины.

7. ОЗЦ

Расчет параметров глушения сводился к оценке количества тампо-нажного раствора, остающегося в кольцевом пространстве после закачивания каждой порции технической воды, пользуясь соотношением:

Ч-л, V - ЯнКТ "УФ ^ "прол ~ 'р;ир

где У,„ - объем кольцевого пространства в скважине, м3; Р„п - давление газа в кольцевом пространстве до начала закачивания порции воды, кг/см2; V - объем тампонажного раствора, остающийся в кольцевом пространстве после закачивания каждой порции технической воды, м3; ртр -плотность тампонажного раствора, кг/м3; П - площадь сечения кольцевого пространства, м2; 5НК1 - площадь сечения канала НКТ, м2; Р5уф - гидростатическое давление столба буферной жидкости в НКТ, МПа; Рпроя - гидростатическое давление столба продавочной жидкости в НКТ, МПа; Рразр -устьевое давление разряжения в НКТ, МПа. Далее рассчитывают распределение столбов технологических жидкостей в НКТ и кольцевом пространстве после завершения последующего выпуска газа, при этом учитывается наличие оставшегося в НКТ тампонажного раствора, высотой до 100 м. При продувке газа через композицию искусственной ПЗП в ней формируются фильтрационные каналы.

В четвертой главе представлены результаты промышленного внедрения и технико-экономическая эффективность разработанных технологий

Предлагаемые технологии временного блокирования продуктивного пласта, перфорации пласта в пенной среде, водоизоляции, создания искусственной призабойной зоны внедрены в период с 1999 по 2000 гг. на Северо-Ставропольском и Щелковском ПХГ.

В скв. 626, 1246, 1416, 1476, 437, 660, 793 проведено временное блокирование продуктивного пласта хадумского горизонта с применением незамерзающей ПОЖ, в состав которой входит наполнитель «Целлотон-Ф» (репрессии на продуктивный пласт достигали 0,5 1,2 МПа). Данные скважины достигали доремонтного дебита в течение 1 - 2 сут при создании

депресии 0,1 - 0,25 МПа. Внедрение данной технологии позволяет сохранить коллекторские свойства продуктивного горизонта, характеризующегося коэффициентом гидростатичности, равным 0,27 (конец периода отбора газа) - 0,44 (конец периода закачки газа).

Промышленное внедрение технологии водоизоляции с использованием гелеобразующих и солеобразующих составов проведено в период с 1996 по 2000 гг. в девяти скважинах Северо-Ставропольского ПХГ (скв. 297, 174, 315, 362, 201, 330, 302, 305, 319). В семи скважинах создание водоизоляционного экрана расчетной толщиной 0,25 - 0,5 м позволило эксплуатировать их при депрессиях до 0,5 МПа без признаков пластовой воды в течение последних двух циклов отбора газа из ПХГ.

Технология создания искусственной призабойной зоны внедрена на скв. 201, 302, 315, 330, 660 Северо-Ставропольского ПХГ, скв. 138, 146 Щелковского ПХГ, что позволило уменьшить водопоступление и пескопро-явление в скважинах. Например, эксплуатационные характеристики скв. 315 после создания искусственной ПЗП при диаметре устьевого штуцера 15 мм составили - дебит газа 260 тыс.н.м3/сут, дебит воды 10-15 дм3/час (по химическому анализу - вода конденсационная). Выноса песка не наблюдалось. В то время как в доремонтный период дебит газа вынуждены были снижать до 60 + 75 тыс.н.м'/сут из-за преждевременного обводнения скважины и наличия пескопроявлений.

Экономический эффект внедрения комплекса технологических решений по повышению качества строительства и ремонта скважин СевероСтавропольского ПХГ за период 1999 - 2000 гг. составил 5 650 000 рублей.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Подводя итоги изложенному, можно сделать следующие выводы.

1. На основе анализа современных представлений об условиях работы скважин ПХГ и опыта эксплуатации Северо-Ставропольского ПХГ показано, что основным фактором, определяющим их продуктивность, является сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта в процессе его вскрытия при бурении и проведении РВР;

2. Разработана технология индикаторных исследований, позволяющая определять направление потоков пластовых вод и проводить диагностирование обводнения газовых скважин;

3. Разработан состав технологической жидкости, обладающей способностью временного блокирования продуктивного пласта в процессе его вскрытия;

4. Создана технология временного блокирования пласта с применением разработанной жидкости;

5. Разработаны составы технологической жидкости для проведения водоизоляционных работ на основе гелеобразующих и солеобразующих компонентов;

6. Разработана технология создания искусственной призабойной зоны, выполняющей роль водоизоляционного экрана, но проницаемой для газа;

7. Проведено внедрение разработанных технологий по блокированию продуктивного пласта, водоизоляции и созданию искусственной призабойной зоны в газовых скважинах Северо-Ставропольского ПХГ;

8. Экономический эффект от внедрения указанных технологий в газовых скважинах Северо-Ставропольского ПХГ за период 1999 - 2000 гг. составил 5,65 млн. руб.

Основное содержание диссертационной работы опубликовано в > печатных работах:

1. Технология проведения ремонтных работ в скважинах при низком пластовом давлении I Соавторы: C.B.Долгов, И.В.Зиновьев. - М.:

Недра, 1999. -141 с.

2. К определению запасов газа в подземном хранилище при водонапорном режиме эксплуатации // Сборник научных трудов. Серия «Нефть и газ». Вып. II. - Ставрополь: СевКавГТУ, 1999. - С. 144 -149.

3. Влияние песчаной пробки на работу газовой скважины / Соавторы: С.В.Долгов, И.В.Зиновьев // Сборник научных трудов. Серия «Нефть и газ». Вып. II. - Ставрополь: СевКавГТУ, 1999. - С. 177- 185.

4. Технология временного блокирования продуктивного пласта I Соавторы: К.М.Тагиров, Р.А.Гасумов, В.З.Минликаев и др. // Сборник научных трудов. Серия «Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации подземных хранилищ газа'. Выпуск 33. - Ставрополь: ОАО «СевКавНИПИгаз», 2000. - С. 3 - 6.

5. Опыт применения индикаторных исследований на СевероСтавропольском подземном хранилище газа / Соавторы: С.А.Варягов, Г.Н.Рубан, И.В.Зиновьев // Сборник научных трудов. Серия «Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации подземных хранилищ газа. Выпуск 33. - Ставрополь: ОАО «СевКавНИПИгаз», 2000. - С. 12 - 19.

6. Технология восстановления обсаженной призабойной зоны пласта / Соавторы: К.М.Тагиров, Н.И.Андрианов, Г.Н.Рубан II Сборник научных трудов. Серия «Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации подземных хранилищ газа. Выпуск 33. - Ставрополь: ОАО «СевКавНИПИгаз», 2000. - С. 84 - 94.

7. Лабораторные исследования по разработке и применению составов для проведения водоизоляционных работ I Соавторы: К.М.Тагиров, Р.А.Гасумов, Т.Ш.Вагина и др. II Сборник научных трудов. Серия «Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации подземных хранилищ газа. Выпуск 33. - Ставрополь: ОАО «СевКавНИПИгаз», 2000. - С. 120-125.

Соискатель:

ВВЕДЕНИЕ

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА В ПРОЦЕССЕ СТРОИТЕЛЬСТВА И РЕМОНТА СКВАЖИН НА ПХГ

1.1. Особенности геологического строения, создания и эксплуатации Северо-Ставропольского ПХГ

1.2. Влияние технологических факторов на качество строительства и ремонта скважин на ПХГ

2. ИССЛЕДОВАНИЯ ОСОБЕННОСТЕЙ ФЛЮИДОДИНАМИКИ ПХГ

2.1. Влияние циклической работы ПХГ на обводненность газовых скважин в условиях упруговодонапорного режима

2.2. Методика исследования флюидодинамических особенностей ПХГ нетрадиционными способами

3. РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ КАЧЕСТВА СТРОИТЕЛЬСТВА И РЕМОНТА СКВАЖИН

3.1. Технология блокирования пласта при его вскрытии и капитальном ремонте скважин

3.2. Технология водоизоляции в скважинах ПХГ

3.3. Технология создания искусственной призабойной зоны

4. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОМЫШЛЕННОГО ВНЕДРЕНИЯ И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ

РАЗРАБОТАННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

4.1. Реализация разработанных технологий по повышению качества строительства и ремонта скважин на ПХГ

4.2. Оценка технико-экономического эффективности разработанных технологий

Актуальность исследованийОдним из основных элементов Единой системы газоснабжения являются подземные хранилища газа (ПХГ), служащие для покрытия сезонных неравномерностей в потреблении газа регионами, расположенными на больших расстояниях от газодобывающих районов. Повышение надежности и эффективности эксплуатации ПХГ является актуальной проблемой, решение которой связано прежде всего с повышением качества строительства и ремонта скважин.

Продуктивный пласт ПХГ представляет собой весьма сложную флюидодинамическую систему, чувствительно реагирующую на всякое воздействие в призабойной зоне пласта (ПЗП). При этом возникают процессы, течение и последствия которых зависят от емкостно-фильтрационных свойств горных пород, физико-химических свойств насыщающих их флюидов, а также характера воздействия на пласт при его вскрытии и эксплуатации.

Большинство ПХГ созданы на базе истощенных газовых месторождений и характеризуются аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД). Для таких объектов особо важным является вопрос о разработке технологий временного блокирования продуктивного пласта при строительстве скважин и проведении в них ремонтно-восстановительных работах (РВР), предотвращающих значительное загрязнение коллекторов.

Циклический характер эксплуатации ПХГ, приуроченных, как правило, к неустойчивым терригенным коллекторам и наличие водопритоков приводит к разрушению ПЗП, образованию песчано-глинистых пробок, снижению производительности скважин.

Следовательно, разработка технологий, направленных на сохранение коллекторских свойств пласта в процессе строительства скважин и проведения в них РВР представляет собой важную проблему.

Работа выполнялась в ООО «Кавказтрансгаз» и СевКавГТУ с использованием лабораторной базы ОАО «СевКавНИПИгаз» в рамках отраслевой программы МНТК «ГЕОС» (1988 - 1992 гг.), Программы работ на 1998 - 1999 гг. по увеличению суточной производительности ПХГ, долгосрочной Программы научных исследований для обеспечения эффективного развития ОАО «Газпром».

Целью диссертационной работы является разработка комплекса технологических решений, направленных на повышение качества строительства и РВР в скважинах ПХГ.

Основные задачи исследований:

- исследование влияния циклической эксплуатации ПХГ на обводненность газовых скважин в условиях упруговодонапорного режима;

- разработка состава технологической жидкости для временного блокирования продуктивного пласта, обеспечивающей сохранение коллекторских свойств как при его вскрытии, так и в процессе проведения РВР в условиях АНПД;

- разработка составов для водоизоляции в газовых скважинах;

- разработка технологии создания искусственной призабойной зоны в газовых скважинах.

Научная новизна:

- разработан состав технологической жидкости на основе реагента-наполнителя «Целлотон-Ф», обладающей способностью временного блокирования продуктивного пласта с максимальным сохранением его коллекторских свойств;

- разработана технология индикаторных исследований характера водопритоков в газовых скважинах с использованием нового типа флюоресцирующих тонкодисперсных индикаторов (трассеров), позволяющая определять направления потоков пластовых вод и проводить диагностирование обводнения газовых скважин;

- разработан состав технологической жидкости для проведения водоизоляционных работ в газовых скважинах, состоящей из гелеобразующих и солеобразующих компонентов со специальными добавками;

- разработана технология создания искусственной призабойной зоны, выполняющей роль водоизоляционного экрана, но проницаемой для газа.

Практическая ценность. Диагностирование водопритоков в газовых скважин позволяет своевременно подобрать наиболее эффективный состав водоизолирующей композиции и провести водоизоляцию. Разработанная технология временного блокирования продуктивного пласта с АНПД обеспечивает максимальное сохранение емкостно-фильтрационные свойства коллекторов.

Реализация результатов исследований Полученные в процессе исследований разработки использовались при подготовке технологических проектов создания и эксплуатации СевероСтавропольского ПХГ в хадумском горизонте и зеленой свиты, а также при строительстве и капитальном ремонте 28 скважин СевероСтавропольского и Щелковского ПХГ.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы были представлены на Межрегиональной научно-технической конференции по проблемам газовой промышленности России, посвященной 35-летию ДАО "СевКавНИПИгаз" (Ставрополь, 1997); III Региональной научно-технической конференции "ВУЗовская наука -Северо-Кавказскому региону" (Ставрополь, 1999); XXIX и XXX научно-технических конференциях по результатам научно-исследовательской работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов (Ставрополь, 1998, 1999); Первой международной конференции "Циклы" (Ставрополь, 1999); Совещании ОАО «Газпром» по состоянию и проблемам капитального ремонта скважин (Москва, 1999); Совещании ОАО «Газпром» по подземному хранению газа (Москва, 1999); заседаниях Секции по подземным хранилищам газа

Комиссии по месторождениям и ПХГ ОАО «Газпром» (Москва, 1997, 1998; Саратов, 1999; Москва, 1999, 2000).

Автором защищаются следующие основные положения:

1. Технология блокирования продуктивного пласта при вскрытии и проведении РВР, позволяющая максимально сохранить проницаемость коллекторов;

2. Технология индикаторных исследований характера водопритоков в газовых скважинах с использованием нового типа флюоресцирующих тонкодисперсных трассеров;

3. Состав технологической жидкости для проведения водоизоляционных работ в газовых скважинах;

4. Технология создания искусственной призабойной зоны, выполняющей одновременно роль водоизоляционного экрана и высокопроницаемого фильтра для газа.

Публикации. Результаты проведенных исследований отражены в 7 публикациях, одна из которых является монографией «Технология проведения ремонтных работ в скважинах при низком пластовом давлении» (М.: Недра, 1999. -141 е.).

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения, изложенных на 149 страницах машинописного текста, включает 25 рисунков и 24 таблицы. Список использованных источников состоит из 115 наименований.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Подводя итоги изложенному, можно сделать следующие выводы.

1. На основе анализа современных представлений об условиях работы скважин ПХГ и опыта эксплуатации Северо-Ставропольского ПХГ показано, что основным фактором, определяющим их продуктивность, является сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта в процессе его вскрытия при бурении и проведении РВР;

2. Разработана технология индикаторных исследований, позволяющая определять направление потоков пластовых вод и проводить диагностирование обводнения газовых скважин;

3. Разработан состав технологической жидкости, обладающей способностью временного блокирования продуктивного пласта в процессе его вскрытия;

4. Создана технология временного блокирования пласта с применением разработанной жидкости;

5. Разработаны составы технологической жидкости для проведения водоизоляционных работ на основе гелеобразующих и солеобразующих компонентов;

6. Разработана технология создания искусственной призабойной зоны, выполняющей роль водоизоляционного экрана, но проницаемой для газа;

7. Проведено внедрение разработанных технологий по блокированию продуктивного пласта, водоизоляции и созданию искусственной призабойной зоны в газовых скважинах СевероСтавропольского ПХГ;

8. Экономический эффект от внедрения указанных технологий в газовых скважинах Северо-Ставропольского ПХГ за период 1999 - 2000 гг. составил 5,65 млн. руб.

1. Геология СССР. Т. IX. Северный Кавказ, ч. 1. Геологическое описание / Гл. ред. А.В.Сидоренко. М.: Недра, 1968. 760 с.

2. Геология Большого Кавказа (Новые данные п стратиграфии, магматизму и тектонике на древних и альпийских этапах развития складчатой области Большого Кавказа) / Г.Д.Ажгирей, Г.И.Баранов, С.М.Кропачев и др. М.: Недра, 1976. 263 с.

3. Шолпо В.Н. Альпийская геодинамика Большого Кавказа. М.: Недра, 1978. 176 с.

4. Тектоника и нефтегазоносность Северного Кавказа / А.И.Летавин, Е.В.Орел, С.М.Чернышев и др. М.: Недра, 1987. 94 с.

5. Гроссгейм В.А., Короткое С.Т., Котов B.C. О некоторых неверных взглядах на палеогеографию Майкопа и условия формирования подземных вод Центрального и Северо-Западного Предкавказья // Геология нефти,- 1957. №7.

6. Казинцев Е.А. Гидрогеологические особенности майкопской свиты Восточного Предкавказья / Вопросы гидрогеологии Центрального и Восточного Предкавказья. М., 1962. 130 с.

7. Клименко A.A., Митин М.Н. К вопросу о сменяемости пластовых вод в хадумских отложениях Ставрополья // Материалы по геологии газоносных районов СССР. Труды ВНИИгаза. Вып. 27/35. Под редакцией Н.Д. Елина и С.Е. Верболова. М.: Недра, 1967. С. 326-330.

8. Корценштейн В.Н. Гидрогеология газоносной провинции Центрального Предкавказья. М.: Гостоптехиздат, 1960. 211 с.

9. Корценштейн В.Н. Гидрохимическая характеристика хадумского водоносного горизонта Ставропольского поднятия. ДАН СССР, т. 104, №5. М., 1955.

10. Карцев A.A. О происхождении и истории вод газоносных палеогеновых отложений Ставрополья // Геология нефтегазоносных районов СССР: Тр. Московск. инст. нефтехим. и газ. пром. им И.Н. Губкина, вып. 27. М.: Гостоптехиздат, 1960

11. Киссин И.Г. Гидродинамические аномалии в донеогеновых водоносных комплексах Восточного Предкавказья: Докл. АН СССР, т. 156, №5, 1964.

12. Игнатенко Ю.К. Некоторые вопросы разработки и эксплуатации газовых месторождений (на примере Северо-Ставропольского и других месторождений Северного Кавказа). Дисс. на соиск. учен, степени канд. техн. наук. М.: ВНИИгаз, 1973. 167 с.

13. Особенности создания крупных базовых подземных хранилищ газа в истощенных газовых месторождениях / Ю.К.Игнатенко, Б.И.Фуки, А.В.Осипов и др. // Сборник научных трудов. Строительство газовых и газоконденсатных скважин. М.: ВНИИгаз, 1993. С. 148 152.

14. Аксенов A.A., Бижитуев М.Б. Пути повышения качества вскрытия и испытания глубокозалегающих пластов / Пластовые давления в нефтегазоносных провинциях,- М.: ИГиРГИ, 1982, с. 152-157.

15. Орлов Л.И., Ручкин A.B., Свихнушкин Н.М. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа. -М.: Недра, 1976. 89с.

16. Исследование влияния фильтрации глинистых растворов на проницаемость и остаточную водонасыщенность / В.В.Паникаровский, В.В.Фёдорцов, Т.А.Мотылёва и др. // Геология нефти и газа, 1985, № 7, с.45-47.

17. Федин Л.М. О формировании зоны проникновения / Нефтяная и газовая промышленность, 1982, № 4, с.32-34.

18. Влияние фильтрата бурового раствора на проницаемость коллекторов горизонта Ю1 в Юго-Западной части Томской области / Г.М.Волощук, П.В.Иконников, Ю.Я.Ненахов и др. // Нефтегазовая геология и геофизика, 1982, №4, с.24-26.

19. Колесников H.A. Процессы разрушения горных пород и пути ускорения бурения / Обзорная информация. Сер. Бурение, вып. 5(88). М.: ВНИИОЭНГ, 1985. -40с.

20. Гидродинамическое давление в скважинах при спуско-подъёмных операциях / В.В.Грачёв, Е.Г.Леонов, В.Д.Малеванский и др. // Газовая промышленность, 1980, № 10, с.35-38.

21. Демьяненко H.A., Минаев Б.П. Анализ причин погрешностей замеров пластового давления в процессе бурения / Геология нефти и газа, 1985, № 3, с.60-62.

22. О необратимом снижении проницаемости песчано-алевритовых коллекторов в условиях падения пластового давления / М.Ф.Мирчинк, В.П.Сонич, В.М.Ильин и др. // Геология нефти и газа, 1975, № 3, с.32-36.

23. Калинин В.Ф. Выбор оптимальной депрессии на пласт при освоении скважин. -Нефтяное хозяйство, 1982, № 9, с. 10-12.

24. Кравченко В.И., Кориев Г.П., Дмитриев И.А. Декольматация трещинных коллекторов периодически газлифтом. Нефтяное хозяйство, 1982, № 3, с.20-22.

25. Яремейчук P.C. Создание глубоких управляемых депрессий на пласт с помощью струйных аппаратов. Нефтяное хозяйство, 1981, № 11, с. 16-19.

26. Яремейчук P.C., Кагмер Ю.Д. Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин. Львов: Вище школа, 1982, 152 с.

27. Яремейчук P.C., Ефремов И.Ф., Иванов В.Н. Воздействие на призабойную зону скважин многократными депрессиями-репрессиями //Нефтяное хозяйство, № 11, 1987.

28. Долгих Г.М., Петухов В.А., Юртаев A.B. Применение резкой и глубокой депрессии на пласт при освоении скважин месторождений

29. ПО "Юганскнефтегаз". Э.И. Серия Нефтепромысловое дело, вып. 5, 1987, с.22-24.

30. Гаврилкевич К.В. Новый метод образования трещин в нефтяных пластах метод переменных давлений. - В кн. тр. ГрозНИИ, 1958, вып.З. М., Гостоптехиздат, с. 159-170.

31. Способ очистки призабойной зоны пласта. A.c. СССР № 937705, кл. Е21 В21/00, авт. В.М.Воронцов, А.Г.Корженевский, П.М.Кудашев

32. Морган П. Новый инструмент для создания депрессии на пласт. Э.И. Серия Бурение, № 24, 1986, с. 15-16.

33. Кравченко В.М., Корнеев Г.П. Повышение эффективности освоения скважин. М., ВНИИОЭНГ, Обзорная информация, серия Бурение, 1985, 35 с.

34. Регламент проведения работ по воздействию на призабой-ную зону пласта по разрабатываемым месторождениям объединения "Ставропольнефтегаз" / СевКавНИПИнефть, 1980, Пятигорск.

35. Обобщение и анализ условий вскрытия продуктивных пластов и работ по интенсификации полученных притоков на территории деятельности ПГО "Южгеология" //Отчет по теме XVI-IPç/88.90. Рук. Д.Ф.Матвеев. Ставрополь, СевКавНИПИгаз, 1988, 136 с.

36. Пояснительная записка к годовому отчету по основной деятельности Ставропольского Ордена Трудового Красного Знамени ГПУ за 1996 г. п.Рыздвяный

37. Пояснительная записка к годовому отчету по основной деятельности Ставропольского Ордена Трудового Красного Знамени ГПУ за 1997 г. п. Рыздвяный 1997 г.

38. Долгов C.B., Зиновьев В.В., Зиновьев И.В. Влияние песчаной пробки на работу газовой скважины / Сборник научных работ. Серия «нефть и газ». Вып. II. Ставрополь: СевКавГТУ, 1999. С. 177 -184.

39. Маокет М. Течение однородной жидкости в пористой среде. М.: Гостоптехиздат, 1949.

40. Назаров С.Н., Качалов О.Б. Приток газа к скважине с песчаной пробкой на забое. Изв. вузов. «Нефть и газ», 1966, № 2.

41. Зотов Г.А., Динков A.B., Черных В.А. Эксплуатация скважин в неустойчивых коллекторах. М.: Недра, 1987. 172 с.

42. Каримов М.Ф. Эксплуатация подземных хранилищ газа. М.: Недра, 1981. 248 с.

43. Телков А.П., Стклянин ЮИ Образование конусов воды при добыче нефти и газа. М.: Недра, 1965. 164 с.

44. Конюхов В.М. Дисперсные потоки в нефтяных скважинах. Казань: Из-во Казанского ун-та, 1990. 138 с.

45. Петренко В.И., Доготь А.Я. Повышение углеводородоотда-чи за счет ускоренной сегрегации защемленного газа. Газовая промышленность. №12, 1986. С.31-32.

46. Мазницкий A.C., Олексюк В.И., Савкив Б.П. Влияние техногенных факторов при эксплуатации ПХГ на герметичность скважин / Аннотация докладов Международной конференции «Подземное хранение газа». М.: ВНИИгаз,1995. С. 55.

47. Соколовский Э.В., Соловьев Г.Б., Тренчиков Ю.И. Индикаторные методы изучения нефтегазоносных пластов. М.: Недра, 1986. 157 с.

48. Соколовский Э.В., Зайцев В.М. Применение изотопов на нефтяных промыслах. М.: Недра, 1971. 160 с.

49. Куваев A.A. Проблемы моделирования миграции рассолов в потоках подземных вод / Обз. Инф. Серия: «Охрана человека и окружающей среды в газовой промышленности. М.: ИРЦ Газпром, 1995. 39 с.

50. Поляков В. А, Ткаченко АЕ, Ежова МП. К вопросу использования изотопных методов при гидрогеологической съемке среднего масштаба / Водные ресурсы, 1986, .№3, с. 163 167.

51. Ground water velocity determination by two tracer log measurements in single well. Tenchov Gotse G. «Год. Софийск. ун-т. физ.фак.:», 1982 (1985), 75, p. 45 - 49.

52. Groundwater modelling: An introduction with sample programs in BASIC, inzel bach Wolfgang. Amsterdam c.a: Elsevier, 1986. x, 33 p (Dev. Water Sci., vol.25).

53. Trasing of underground waters by meane of K3 60Co(CN)6. Lebecka J., Tomza I., Trzebicke B. Treiberg. Forgchungsh. C., 1986, № 417, p. 155- 159.

54. On the depth dis tribution of an applied tracer in groundwater field experiments. Grassia A. J. Hydrol. N.Z. 1988, v.27, № 1, p. 26 34.

55. Design and performance of single well tracer testes at the mobile site. Molz Tred. J., Melville JoelG. Guven Qntay и др. «Water Resour. Res.», 1985, 21, №10, p. 1497 -1502.

56. A simplified analysis of two-well tracer tests in stratified aguifers. Guven 0., Falta R.W., Molz F.J. и др. Ground water, 1986, 24, № 1, p. 63-71.

57. Zum Problem der Tracer in hochkonzent rierten naturlichen Salzlosungen. Kockent W.Z angew. Geol., 1985,31, №10, p. 257-259.

58. Characterization of tracer plumes: insite field experiments. Naymix T.G., Sievers M.E. Ground Water, 1985, z3, №6, p. 746 752.

59. Zastosowanic metod znacznikowych do identyfikacji wod. Zmij M. Zesk. nauk. PSC. Co>n., 1986, №149, p. 413-425.

60. Single and multi - well tracer investigations in fractured crystaline rock. Kaki A. Isot Techn. Water Resour. Dev. Рос. Int. Symp., Viena, 30 March- 3 Anp., 1987. Viena, 1987, p. 734 - 736.

61. Surrey of applications of non radioactive but neutron activatable groundnater tracers. Saster W.A, Raupadi D.C. Isot Techn. Water Resour. Dev. Proc.Int. Symp., Viena, 30 March 3 Apr., 1987. Viena, 1987, p. 623-633.

62. Study of tracer movemout through unsaturated sand. De Smedt F., Wanters F., Sevilla J. I. Hydrol, 1986, 85, .№1 -2, p. 169 181.

63. Wykorzystanie techuiku znacznikowej w projektowarin ujec typu infiltracyjnego. Cz II. Kudla J. Tecln. poszuk. geol., 1986, v.25, №2, p. 25-28.

64. Derivation of basic eguations of mass transport in porous media Part 1.: Macroscopic balance lams. Hassanizadeh S.M. Adv. Water Resour- 1986, v.9, №4, p. 196 206.

65. Particle trauspont through porous media. McDowell-Boyer L. M., Hunt J.R, Sitar N. Water Resour. Res. 1986, v.22, №13, p. 1901 -1921.

66. Zastosowanic melody znacznikowej w pozpoznaniu warunko'w hydrogeologicznych na przykladziecbadan w nejonic dolinku. Sluzewieckiej. Soltyk W., Walendziak J. Prz. geol, 1987, 35, №2, p. 98 -102.

67. Synoptigue des operations de tracege realisses sur le'causse Mejean (Lozere). Maurin Y. Spelunca, 1988, №29, p. 24 28.

68. Asingle well tracing method for estimating regional advective velocity in a confined agnifer: Theory and preliminary laboratory verification. Leap D.I., Kaplan P.G. Water Resour. Res., 1988, 24, № 7, p. 993 - 998.

69. Nouvelles eguations de propagation d'un polluant dans nappe souterraine. Corlier E. J. Hydrol, 1988, №1-2, v. 103, p. 189 197.

70. Experimental assessment of preferential flowpaths in a fluid soil. Van Ommen H.C., Dijksma R., Hendrickx J. M.H. J. Hydrol., 1989, v.105, № 3-4, p. 253-262.

71. Interpretation of field tracer of a single fracture using a transient solute stonage model. Raven K.G., Navakowski K.S., Lapcevic P.A. Water Resour. Res., 1988, v.24, № 12, p. 2019 2032.

72. Tracer applications in industry and hydrology. Anrual Report, 1987. Bombay: Bhabha Atom. Res. Cent. (BARC). Bombay, 1988,- 411 P

73. Radio-Tracer dispersion tests in a gissured aguiffer. Stephenson D., Paling W.A. J., De Jesus. A.S.N. J. Hydrol., 1989, v.110, № 1-2, p. 153-164.

74. Compasion of tracer mobilities under laboratory and field conditions. Everts C.J., Alexander S.C., J. Environ. Qual., 1989, v.18, № 4, p. 491 498.

75. Measurement of time of travel in streams by dye tracing. Kilpatrick F.A., Wilson J.F.(Jr.). Techn. Water. Resour. Invest. US Geol. Surv. 1989, Book 3, Charter A9, c. Ill, VII, p. 1 -27.

76. B, F, and Sr as tracers in carbonate agu: aguifers and in kavstic geothermal systems in Israel. Arad A. IAHS, Publ., 1988, № 176, Pt.2, p. 922 934.

77. Application conditions and analysis methods of some chemical reagents for tracing test. Gangkun Y. Jahs. Publ., 1988, №176, Pt.2, p. 936.

78. Quan titative dye tracing technigues for describing contaminant - transport characteristics of ground - water flow in karstternane. Smoot J.L., Mull D.S., Liebermann T.D. IAHS Publ., 1988, № 176, Pt. 2, p.' 954 -955.

79. Persistence and transport of bacteria and viruses in ground water aconceptual evaluation. Matthess G., Pekdeger A., Schroeter J. J. Contaminant Hydrol., 1988, 2, №2, p. 171 - 188.

80. Bacterial transport in gractured rock-a fieldscale tracer test at the Chalk River nuclear laboratories. Champ D.R., Schroeter J. Water Sci. and Technol. 1988 (1989), v.20, №11-12, p. 81 -87.

81. Transport of microspheres and indigenous bacteria through a sandy aguifer: Results of natural and forced - gradient tracer experiments. HarVey R.W., George L.H., Smith R.L., LeBlenc D.R. Environ. Sci and Technol., 1989, v.23, № 1, p. 51 - 55.

82. Тагиров K.M., Гноевых А.Н., Лобкин А.Н. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями. М.: Недра, 1996. 183 с.

83. Беннетт К.О., Майерс Дж.Е. Гидродинамика, теплообмен и массообмен / Пер. с англ. М.: Недра, 1966.726 с.

84. Тагиров K.M., Нифантов В.И. Результаты опытно-промышленных испытаний технологии промывки пеной по герметизированной системе циркуляции Сборник научных трудов. Техника и технология сооружения газовых и газоконденсатных скважин. М., 1984. С. 63-70.

85. Клещенко И.И., Григорьев A.B., Телков А.П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин. М.: Недра, 1998. 267 с.

86. Гасумов P.A. Разработка комплекса технологий по закан-чиванию и ремонту газовых скважин, направленных на сохранение еетественной проницаемости продуктивного пласта / Автореф. на соиск. учен. степ, д.т.н. Краснодар, 1999. 53 с.

87. Пат. № 2121569 кл.Е 21В 43/32, 33/138, опубл. 10.11.98.0Б №31 II ч. Способ изоляции притока подошвенной воды в газовых скважинах в условиях АНПД. / Р.А.Гасумов, А.А.Перейма, В.Е.Дубенко.

88. Ашрафьян М.О., Лебедев O.A., Саркисов Н.М., Аижик А.Е., Руцкий A.M. Особенности техники и технологии заканчивания скважин в неустойчивых коллекторах / Обзорн. Информ. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1979,- С. 28 32.

89. Ашрафьян М.О., Лебедев O.A., Саркисов Н.М Совершенствование конструкций забоев скважин. М.: Недра, 1987 .-С. 98 104.

90. Ашрафьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. М.: Недра, 1988. С. 202 218.

91. A.c. 1021763, МКИ3 Е21В 33/138. Способ изоляции пластовых вод / К.М.Тагиров, А.Н.Лобкин, С.В.Долгов (СССР).- № 3372335/22-03, Заявлено 29.12.81, Опубл. 07.06. 83; Бюл. №21.146

92. Инструкция по цементированию скважин с АНПД облегченными тампонажными растворами на основе прямых углеводородных эмульсий (ОЭЦР) / Ю.И.Петраков, В.Г.Мосиенко, В.И.Зубков и др. -Ставрополь: СевКавНИИгаз, 1983.-23 с.

93. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса. Утверждены ГК НТ СССР и Президиумом АН СССР 03.03.88 г. № 60/52.147