автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Разработка технологий строительства горизонтальных скважин для выработки остаточных запасов в низкопродуктивных маломощных пластах



На правах рукописи

ол

•л о г.

/ I ^

ДОЛГОВ ВЛАДИМИР ГАВРИЛОВИЧ

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ СТРОИТЕЛЬСТВА ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ДЛЯ ВЫРАБОТКИ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ В НИЗКОПРОДУКТИВНЫХ МАЛОМОЩНЫХ ПЛАСТАХ

Специальность 05.15.10- Бурение скважин

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень 2000

Работа выполнена в Тюменском государственном нефтегазов университете (ТюмГНГУ)

Научный руководитель: доктор технических наук,

профессор Зозуля Г.П.

Официальные оппоненты: доктор технических наук,

профессор Поляков В.Н. кандидат технических наук, доцент Грачев С.И.

Ведущее предприятие: Тюменский научно-исследовательский и

проектный институт природного газа газовых технологий (ТюменьНИИГипрога

Защита состоится 18 июня 2000 года в 12 часов на заседай диссертационного совета Д 064.07.03 при Тюменском государственн нефтегазовом университете по адресу: 625039, Тюмень, ул. 50 Лег Октяб] 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменскс государственного нефтегазового университета по адресу: 625000, Тише! ул. Володарского, 38.

Автореферат разослан 18 мая 2000 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, профессор —В.П. Овчинников

/С -/С^ л

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. В Российской федерации с начала разработки месторождений нефти и газа из недр извлечено около 13,2 млрд. т нефти, включая конденсат, и более 7,5 трлн. м3 газа. Однако в последнее время произошло существенное снижение добычи нефти и наметилась тенденция к уменьшению добычи газа, что объясняется комплексом геолого- технических, экономических и социально политических проблем.

В топливно-энергетическом комплексе страны ведущим является нефтегазовый регион Западной Сибири, для которого характерно вступление основного количества эксплуатируемых месторождений в позднюю стадию разработки, ввод в эксплуатацию преимущественно маломощных (5-10 м) низкопродуктивных залежей с низкой и неравномерной проницаемостью коллекторов.

Для большинства эксплуатируемых месторождений характерна высокая выработанность запасов, что обуславливает высокую обводненость добываемой продукции и снижение дебетов скважины. При этом из-за несовершенства техники и технологии разработки месторождений нефтеотдача, как правило, не превышает 30-40%. Так на балансе основных производственных нефтегазовых объединений Западной Сибири имеется большое число скважин, которые не выработали проектного ресурса по причине преждевременной обводнености продукции из-за интенсивного образования конусов воды (газа), заколонных и межпластовых преретоков флюидов, неравномерной выработки залежей и т. п.

Поэтому в последние годы на ряде месторожденияй нефти и газа Западной Сибири (Федоровское, Самотлорское, Ван-Еганское и др.) для увеличения эффективности систем разработки и восстановления их продуктивности успешно реализуется новые технологии строительства пологих скважин с горизонтальным окончанием ствола. При этом основной объем построенного фонда горизонтальных скважин приходится на Сургутский нефтегазовый регион, где успешно сооружает и эксплуатирует такие скважины ОАО Сургутнефтегаз. Анализ накопленного здесь опыта показывает, что эффективность строительства и эксплуатации горизонтальных скважин (ГС) не превышает 45-50%, которая не всегда соответствует мировому уровню.

Поэтому решение указанных проблем объективно связано с совершенствованием техники и технологии строительства горизонтальных скважин, что позволило сформулировать цель работы и задачи исследований.

Цель работы. Повышение эффективности и качества строительства наклонно направленных скважин с горизонтальным окончанием на основе исследований и внедрения научно-обоснованных технических и технологических решений для разработки низкопродуктивных маломощных залежей с низкой и неравномерной проницаемостью коллекторов.

Основные задачи исследований

1. Сравнительный анализ результатов бурения и определение приоритетных направлений технологий строительства горизонтальных скважин в низкопродуктивных маломощных коллекторах применительно к горногеологическим условиям Сургутского нефтегазового региона (на примере Федоровского месторождения).

2. Разработка требований к геометрическим параметрам КНБК для бурения различных участков профилей пологих и горизонтальных скважин.

3. Разработка методических основ проектирования оптимальных профилей наклонно направленных, пологих и горизонтальных скважин пространственного типа

4. Исследование высокоингибированных псевдопластичных буро-вых растворов с минимальной фильтратоотдачей и гидрофобизирующими глинистые породы свойствами на основе акриловых полимеров и ПАВ комплексного действия, позволяющих обеспечить качественную очистку пологих и горизонтальных участков ствола, устойчивость стенок скважин и качественное первичное вскрытие продуктвных пластов.

5. Разработка рекомендаций по совершенствованию технологий заканчивания пологих и горизонтальных скважин.

- 6. Внедрение результатов исследований в виде разработанных технических и технологических решений, их технико-экономическая оценка.

Научная новизна.

1. На основе детального анализа геологических условий строительства наклонных и горизонтальных скважин обоснованы интервалы интенсивного набора кривизны и сооружения горизонтального ствола (на примере Федоровского месторождения).

2. Разработан оптимальный профиль для бурения горизонтальных скважин с проектным искривлением их в постранстве.

3. Выявлены и обоснованы значения параметров кривизны: величин максимального зенитного углов в интервалах набора и стабилизации кривизны, угла входа в продуктивный пласт, величин азимутального направления при бурении ГС.

4. Предложены многоцентраторные КНБК с ОЦЭ на валу и корпусе забойного двигателя для стабилизации ствола скважины в интервале работы глубинно-насосного оборудования.

Практическая ценность работы

На основании теоретических, лабораторных и промысловых исследований автором разработаны и внедрены:

1. Технико-технологические решения, которые реализованы при строительстве более 250 скважин с горизонтальным окончанием (до 550 м)

ствола только на Федоровском месторождении, разбуриваемом Сургутским УБР-1 ОАО Сургутнефтегаз.

2. Рекомендации по составлению оптимальных компоновок низа бурильной колонны, позволяющие регулировать величины зенитного и азимутального углов на интервалах проектных профилей наклонно направленных и горизонтальных скважин.

3. Технологические решения по составлению расчетных профилей наклонно направленных и горизонтальных скважин, учитывающих минимизацию зенитного угла и пространственность искривления в интервалах работы внутрискважинного оборудования.

4. Методические основы расчета оптимального профиля пространственного типа, предусматривающие определение величины максимального зенитного угла в интервале набора и стабилизации параметров кривизны, интенсивности искривления ствола на 10 или 100 м интервала, глубины вертикального участка, величины зенитного угла входа в продуктивный пласт, «коридора» допуска бурения горизонтального ствола при обязательном телеметрическом сопровождении, изменения азимутального направления скважины от первоначального - до 90° и др.

5. Инструкции по приготовлению и химической обработке буровых растворов, а также по утилизации шлама и его использованию при сооружении кустовых площадок.

6. Рекомендации по креплению наклонно направленных и горизонтальных скважин в ОАО Сургутнефтегаз.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы доказывались на первой и второй Всероссийских научно-технических конференциях «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий» (Тюмень, ТюмГНГУ, соответственно, 1998 и 2000 г.г.), Международной научно-практической конференции «Ресурсосбережение в топливо-энергетическом комплексе России» (Тюмень, ЗапСибГазпром, 1999), Российской научно-практической конференции «Состояние, проблемы, основные направления развития нефтянной промышленности в 21 веке (Тюмень, СибНИИНП, 2000), научно-производственных и научно-технических советах Сургутского УБР-1 и ОАО Сургутнефтегаз, заседаниях и семинарах кафедр «Бурение нефтянных и газовых скважин» и «Ремонт и восстановление скважин» ТюмГНГУ.

Публикации.

Основные положения диссертационной работы опубликованы в 13 печатных работах и двух отчетах по НИР.

Объем и структура работы.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 117 наименований работ отечественных и зарубежных авторов. Объем работы 134 страницы машинописного текста, 28 рисунков, 39 таблиц и приложения.

На различных этапах выполнения работы большую помощь оказывали профессор, доктор технических наук Кузнецов Ю.С., доценты, кандидаты технических наук Шенбергер В.М. Паршукова JI.A., кандидаты технических наук Герасимов Г.Т., Подшибякин A.B. Лушпеева O.A., опытные призводственники Ерохин В.П., Харламов К.Н., аспиранты Козодеев Д.А., Трошева Т.В., которым автор глубоко благодарен. Ряд практических результатов получен совместно с Харламовым К.Н. Лушпеевой O.A., Еланцевой С.Ю., Ерохиным В.П., Кошелевым В.Н., Грошевой Т.В., Козодеевым Д.А., Молодановым Д.В., Герасимовым Г.Т. Особую признательность и искреннюю благодарность автор выражает научному руководителю профессору Зозуле Григорию Павловичу.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, определена цель, сформулирована научная новизна и практическая ценность, дана общая характеристика и назначение работы.

В первом разделе на примере Федоровского месторождения нефти и газа проведен анализ геолого-технических условий строительства скважин от начала эксплуатации месторождения (1973 г.) до настоящего времени. Приведены сведения о районе работ, особенностях залегания и строения пород, водо- и нефтегазоносности разреза, запасах месторождения и т.д.

Вопросам обеспечения качественного строительства и последующей эксплуатации наклонно направленных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин посвящены многочисленные работы ведущих отечественных исследователей: Агзамова Ф.А., Александрова М.М., Алексеева Л.А., Ангелопуло O.K. Батурина Ю.Е., Бастрикова С.Н., Буслаева В.Ф., Грачева С.И., Григоряна A.M., Гулизаде М.П. Зозули Г.П., Емельянова П.В., Ишемгужина Е.И., Калинина А.Г., Каплуна В.А., Кауфмана Л.Я. Кузнецова Ю.С., Кошелева А.Т., Клюсова A.A., Кучумова Р.Я., Крысина Н.И., Конесева Г.В., Кулябина Г.А., Мавлютова М.Р.,Медведского Р.И., Овчинникова В.П., Полякова В.Н., Попова А.Н., Спивака А.И., Султанова Б.З., Телкова А.П., Шарипова А.У., Шенбергера В.М., Федорова K.M., Яшина A.C. и др. Среди зарубежных исследователей следует отметить: Азара Дж. Дж., Беккера Т.Е., Дагински У., Вудса Г., Коена А.Д., Лубинского А., Макдональдса В.Д., Райда Т.В., Окрани С., Уоррена Т.М. и др.

Анализ опыта бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин в Западной Сибири показывает, что в каждом конкретном случае необходим научный подход, включающий выбор наиболее эффективных

сомпоновок и расчет элементов профиля скважины, составов буровых ¡астворов и тампонажных систем, методов вскрытия и испытания фодуктивных пластов, технологий их заканчивания, а также анализ убывающих возможностей скважин.

Однако многообразие методических подходов затрудняет (еленаправленный выбор технологий, технических средств и материалов, »птимальных с точки зрения обеспечения качественного строительства и 1ксплуатации горизонтальных скважин как инженерных сооружений с учетом »храны недр и окружающей среды (ГС).

Современный уровень технологий наклонно направленного и •оризонтального бурения в Западной Сибири требует рационального подхода : выбору компоновок и расчету профиля наклонно направленных и оризонтальных скважин, когда в зависимости от глубины скважины и «личины «отхода» от вертикали следует отдавать предпочтение ¡езориентируемым или ориентируемым КНБК при обязательном либо >екомендуемом применении телеметрических систем. Важную роль при юуществлении проектного режима бурения по заданному профилю выполняют ¡уровне растворы, так как устойчивость стенок и номинальный диаметр кважин являются необходимым условием его выполнения.

Однако большой ассортимент материалов и реагентов затрудняет оптимизацию рецептур буровых растворов, так как часто недостаточна «формация об их свойствах, а эффективность приходится доказывать стальными лабораторными исследованиями. Проблематичными остаются опросы обеспечения устойчивости стенок скважин в глиносодержащих сложениях, особенно при зенитных углах более 45°. Сохраняет актуальность [роблема вскрытия продуктивных пластов, прежде всего неоднородных, [изкопроницаемых (менее 0,1 мкм2), содержащих в качестве цементирующего ттериала глинистые минералы. Это доказывает необходимость ;еленаправленного выбора ингибируещего типа растворов для вскрытия тзкопроницаемых коллекторов и при бурении в неустойчивых отложениях родуктивного комплекса. Актуальным для наклонно направленного и оризонтального бурения остается оценка эффективности вводимых добавок и 1АВ комплексного действия с позиции изучения и уточнения фильтрационных фрикционных свойств буровых растворов, так как применяемые методы и риборы не всегда позволяют объективно оценивать эти свойства, а значит и равильно определять концентрацию вводимых добавок.

Существуют трудности с выпуском и применением в промышленных [асштабах облегченных тампонажных цементов, которые позволяют решать адачи обеспечения необходимой высоты подъема тампонажных растворов за олоннами.

Дополняет предлагаемый подход анализ отечественного и зарубежного пыта, информация об оценке качества строительства ГС с позиции оценки их обывающих возможностей.

Таким образом, анализ состояния и достигнутого .уровня технологи! строительства наклонно направленных и горизонтальных скважин на этапах и сооружения и начальной эксплуатации позволил обосновать цель и задач; исследований.

Во втором разделе приведены результаты аналитических промысловых и экспериментальных исследований различных типов КНБК дл реализации проектной траектории ствола скважины пространственного тип г Схема испытанных и рекомендуемых КНБК приведена на рисунке 1.

Рисунок 1 Компоновки для стабилизации наклонно-направленного участка ствола сквжины: а, в - испытанные КНБК; с, д, е - рекомендуемые КНБК.

1 - долото; 2 - центратор; 3 - РСТК; 4 - турбобур; 5 -межсекционная вставка; 6 - гибкий центратор.

Анализ отечественного и зарубежного опыта в этой области позволш выявить проблемные аспекты, связанные с недостаточной эффективность]«: применяемых КНБК, обусловленную как правило неправильным выбором и> конструкции, а также несоответствием реальным геолого-технически?. условиям бурения.

В настоящее время из многообразия методик и рекомендации можнс выделить три метода исследований компоновок низа бурильной колонны.

Первый - практический метод, основанный на получении эмпирических зависимостей параметров кривизны траектории скважины от характеристик компоновок (геометрические размеры, жесткость, расстояние между центраторами и т.д.). В основе метода лежит решение дифференциальных уравнений изгиба оси компоновок (Ионесян P.A. и др.)

Второй - экспериментальный метод, основанный на изучении поведения реальной модели КНБК в стволе наклонной скважины и связанный с решением задач «балочных моделей».

Третий - теоретический метод, предусматривающий изучение поведения аналитических моделей КНБК в номинальном по диаметру стволе скважины с недеформируемыми стенками. Как правило этот метод предусматривает решения системы уравнений трех моментов, выявляющей связь между опорными элементами смежных пролетов «балки».

Однако практика бурения ГС выявила проблемы при бурении уже начального вертикального участка профиля. Поэтому в целях исключения вероятности зарезки вторых стволов при проработке скважин перед спуском кондуктора и сокращения времени на выполнение данной операции, разработана технологически схема подготовки стволов скважин к спуску кондуктора, отличие которой от ранее используемой заключается в следующем:

1. Исключается повторное прохождение долота через интервал кавернообразований, что предотвращает возможность зарезки второго ствола при проработке скважины под кондуктор;

2. Достигается высокое качество подготовки ствола скважины к спуску кондуктора при турбинно-роторном способе проработки интервалов за счет включения в компоновку бурильной колонны калибратора 295,3мм над ЛБТ;

3. Уменьшается число спуско-подьёмных операций при строительстве каждого кондуктора и в целом сокращается время строительства скважины;

4. Не требуется дополнительных материальных затрат.

Длительная практика эксплуатации большого фонда наклонно направленных скважин месторождений Западной Сибири показывает, что параметры кривизны ствола (величины максимальных зенитных углов, плоскостная и пространственная интенсивность искривления, тип профиля, удлинение стволов и горизонтальных участков) оказывают отрицательное влияние на межремонтный период работы глубиннонасосного оборудования и затраты энергии на подъем нефти на устье, увеличивают вероятность аварийных ситуаций, снижают качество крепи скважин.

Регламентирующими документами на производство работ по ремонту и эксплуатации скважин, оборудованных ЭЦН, установлены ограничения интенсивности искривления ствола величиной 0,25°/10 м. Указанные ограничения требуют проектирования профиля с наклонно прямолинейным (тангенциальным) участком большой протяженности.

Таким образом наиболее сложной практической задачей в настоящее является создание оптимальных стабилизирующих КНБК, позволяющих проводить тангенциальные участки профилей скважин большой протяженности. Применяемые на месторождениях Западной Сибири проектные КНБК с одним и двумя (включая калибратор) центраторами не обеспечивают стабилизацию стволов наклонно направленных скважин по

зенитному и азимутальному направлениям. Полученные промысловые данные подтверждаются результатами зарубежных ученых (Милхаймом, Колласом и др.), которые отмечают, что КНБК с двумя опорно-центрирующими элементами стабилизируют прямолинейное направление ствола по зенитному углу, однако не дают устойчивых результатов по стабилизации азимута. Это позволяет утверждать, что для устойчивой работы КНБК в скважине при турбинном бурении необходимо не менее 2-3-х опорно-центрирующих элементов в ее составе.

В результате теоретических и промысловых исследований были разработаны и рекомендованы к промышленному испытанию 2-х и 3-х центраторные КНБК для стабилизации параметров кривизны как в зенитном, так и в азимутальном направлениях (пространственное искривление). Такой подход позволяет осуществлять успешное бурение скважин по пятиинтервальному профилю, представленному на рисунке 2.

Рисунок 2 Проектный профиль горизонтальной скважины на Федоровском месторождении

Предлагаемая методика расчета 5-интервального профиля (рис. 2.) с пространственным искривлением обосновывается следующими граничными условиями: глубиной вертикального участка, величиной максимального зенитного угла в интервале набора и стабилизации параметров кривизны, интенсивностью искривления ствола на Юм или 100 м интервала, величиной зенитного угла входа в продуктивный пласт, вписываемостью в границы пласта и «коридор» допуска в пределах газонефтянного и водонефтянного контактов (ГНК и ВНК), составом КНБК для реализации профиля, а также технико-экономическими показателями бурения ГС.

Глубина вертикального участка определяется из условия перекрытия кондуктором диаметром 245 мм неустойчивых глин, склонных к вязкопластичному течению (отложения атлымской, чеганской, люлинворской и талицкой свит) и набором проектных параметров кривизны в устойчивом интервале кровли покурской свиты (К|+К2). В стратиграфическом разрезе Федоровского месторождения свиту (К1+К2) выделяют в интервале 975-1745 м, а кондуктор, как правило, спускаются на глубину 750 м. Далее интервал 7501000 м вскрывается вертикальным участком, а величина угла входа в продуктивный пласт (акп) определяется расстоянием оси горизонтального ствола от кровли продуктивного пласта и подошвы ГНК, интенсивностью набора угла при входе в продуктивный пласт, возможностью безаварийной проходимости КНБК при бурении горизонтального участка и эксплуатационной колонны при креплении скважины.

В настоящее время оптимальная величина акп для пластов АС4.8 Федоровского месторождения составляет 85°-87°. Далее расчет траектории профиля производится поинтервально в соответствии с требованиями сетки разработки месторождения согласно таблицы 1.

Таблица 1 - Расчетные формулы элементов пространственного профиля скважины

Участок Длинна Проекции

ствола скважины вертикаль- горизонтальная

по стволу ная h, м в ПНИ а, м в ПКИ b, м

1 2 3 4 5

вертикаль- 1.=НВ hi - -

ный

набор Ь=0.01745х h2=sinccixR| a2=(l-cos(X|)x ЬгК^-с03«!)*

зенитного xR,xct| xcosA(p2xRi xsinAcp2xxR|

угла

наклонно l3=h3/(cosaiX h3=HKp-hi-h2- a3=h3xtgaix b3=h3xtgaix

прямолине x(cos2ai+ h4 xcosA<pj+hjx хэшДфз

иныи +sin2aix хсоБДфг)) xtgP3xsinA<P3

Продолжение таблицы 1

1 2 3 ' 4 5

набор' зенитного угла Ц=0.01745х хК2ху4 Ь4=(8та.2- -созу4)хК2х хсозр4 а4=(зту4- С08<Х2)ХЯ2Х хсоэД(р4+ +(зта.2- -соз74)Х хК2хзтр4х хзтДф4 Ь4=(зта.г созу4) хИ2х Х51Пр4ХС05Дф4

пологий участок в продуктивном пласте, сумма 15=1га/(соз2а2+ +зт2(Х2х хсоБАфг) ь3=ькр а5=агхсозДф5

Н=ЕЬ, А=1а, В=2Ь(

Примечание: а) - начальный зенитный угол; 0-2 - угол входа £ продуктивный пласт; Яг - радиусы искривлений на первом и втором участках; р! - угол установки отклонителя в начале 1-ого интервала; Дф, • изменение азимутального угла; у, - расчетный угол охвата в 1-ом интервале; Ь, • отклонение в плоскости искривления за соответствующий 1-ый интервал.

Данная методика позволяет учитывать накопленный опыт по буреник скважин на Федоровском месторождении и производить проектирование I расчет проектного профиля относительно круга допуска.

В третьем разделе приводится методика и результать экспериментальных исследований исходных компонентов и различны) составов буровых промывочных жидкостей с учетом экологических аспекто! их применения. Исследования проводились по современным методикам включающим как стандартные отечественные и зарубежные методы, так I специальные (набухометрия, ренгено-струкгурный анализ, испытания н; установке УИПК-1М и т.д), Эксперименты проводились на основ' математического планирования и обработки результатов с использование? функции желательности при оптимизации составов исследуемых рецептур. I качестве исходных компонентов исследовались глинопорошки отечественног (Серпуховский, Черкасский и др.) и зарубежного производств (Вайомингский), а также шлам глиносодержащих пород, отобранный и технически проблемных интервалов (наработки раствора, набора кривизнь входа в продуктивный пласт и т.д.) При этом научный и практический интере прежде всего представляет интервалы, где имеются признаки потер устойчивости пород и возможных поглощений, либо есть опасность ухудшени коллекторских свойств низкопроницаемых (маломощных) продуктивны пластов. Ингибирующее воздействие на глинистые материалы оценивалось п экспресс-методу, разработанному в ТюмГНГУ. В качестве сред испытани

применялись водные растворы различных отечественных и импортных реагентов, модели рекомендуемых на их основе составов буровых растворов, а также среда сравнения - дистиллированная вода.

В проведенных исследованиях оценивались ингибирующая способность ранее применяемых реагентов (Dk Drill+Caypan), серийно применяемых в настоящее время (Kem Pas+ Poly Кет D), а также перспективных и рекомендуемых к прменению (Stabilose, Smektex, Kelzan ХС, Biolub, и т.д.).

В результате экспериментов было установлено, что наибольшее ингибирующее действие на шлам глиносодержащих пород разреза (интервалы интенсивного взаимодействия Федоровского и Конитлорского месторождений) оказывают (в порядке убывания) следующие реагенты и их сочетания: 0,30 % Kelzan + 3 % Biolub; 0,4 % Kem Pas + 0.13 % Poly Kem D; 5 % Cypan + 0.01 % Dk-Drill; 0,05 % Камцел; 0,01 % Smectex + 1 % CMC; 0,4 % Agwa Рас + 0.3 % Cla Cure + 0,20 % Polystebl и т.д.

Сведения о составах и технологических свойствах представителей различных типов буровых растворов, наиболее широко применяемых при строительстве скважин в ОАО Сургутнефтегаз, приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Сведения о составе и технологических свойствах буровых растворов

№ Тип бурового раствора и его состав Показатели свойств полимерглинистого раствора

г/см УВ, с СНС, дПа Фзо, см3 Лпл, мПа-с Ч дПа мН/м РН

1 мин 10 мин

i Полимерглинистый: глина разреза 6-8% Kem Pas 0,2% Poly KemD 0,05% 1,10 32 18 36 6.5 17 57 44,8 8,5

2 Полимерглинистый: глина разреза 12% КМЦ 0,35% смазочная добавка (CP) 0,5% 1,14 30 12 27 5.0 9 19 40,9 8,1

3 Полимерглинистый: глина разреза 12% KMK-Stabilose LV 0,35% смазочная добавка (CP) 0,5% 1,14 24 9 15 5,5 8,0 5 40,7 7,8

В настоящее время технологически необходимой является оценка влияния на коллекторские свойства продуктивных пластов фильтратов буровых растворов, поэтому в работе оценивалось воздействие поверхностно-активного вещества комплексного действия типа СНПХ ПКД 515, выполненное совместно с сотрудниками СургутНИПИНефть. Результаты лабораторных исследований и опытно-промысловых работ показывают на снижение поверхностного

натяжения (на 30 - 40%) на границе «фильтрат-керосин» и увеличение продуктивности скважин (до 45 %).

Оценка эффективности исследуемых рецептур дополняется рекомендациями по биологическому мониторингу, в результате которого разработаны технологические решения по предотвращению техногенного загрязнения окружающей среды.

В четвертом разделе приведены результаты анализа и исследований технологий заканчивания ГС в ОАО Сургутнефтегаз.

Результаты анализа показывают, что Сургутским УБР-1 на данный период только на Федоровском месторождении пробурено 253 ГС (таблица 3).

Таблица 3 - Динамика развития программы бурения ГС в СУБР-1

Годы Количество горизонталь ных скважин Проходка, м Средняя глубина скважины, м Сдано в эксплуатацию, СКВ. Скважины, работающие фонтаном, скв Примечания

1992 2 4709 2355 - - Цель

1993 2 5012 2506 4 4 бурения.

1994 5 12530 2506 3 3 эксплуа-

1995 13 36247 2788 10 10 тация, в

1996 35 97744 2793 34 34 1998 г.

1997 55 156209 2840 56 53 -2 скв.

1998 77 219451 2850 77 73 нагнета-

1999 86 244240 2840 77 13 тельные

Первые 45 ГС пробурены по сложной конструкции: кондуктор диаметром 324 мм - 600 м, цементирование до устья; промежуточная колонна 245 мм -1900 м, цементирование с подъемом тампонажного раствора на 100 м выше, а башмак кондуктора; эксплуатационная колонна 146 мм - проектный забой, цементирование на 100 м выше башмака про-межуточной колонны.

В дальнейшем конструкция скважин была упрощена за счет исключения кондуктора 324 мм в интервале 400-50 м и промежуточной колонны 245 мм в интервале «кровля продуктивного пласта - 750 м». Такие изменения стали возможны благодаря совершенствованию техники и технологии бурения, в том числе за счет внедрения телеметрических систем типа MWD 650 фирмы Sperry Sun по контролю параметров кривизны и управлением траекторей ГС.

В течении последних лет в СУБР-1 был разработан и внедрен (совместно с НПО «Буровая техника», СургутНИПИНефть и др.) комплекс технологий по заканчиванию ГС открытым забоем, включающий оптимальную оснастку низа эксплуатационных колонн: пакер ПДМ 146-1М, фильтр ФГ-146/6000, центраторы ЦПЖ-146/195 и ЦПЖ-146/200, обратный клапан ТОК-146, башмак обсадных колонн БОК-146, кислотную среду КПС-1 (СПК) для снижения негативного воздействия бурового раствора на коллекторские свойства

продуктивного пласта. Внедрение такого «комплекса» позволило сократить стоимость ГС до 2,5 %.

Эксплуатационная колонна диметром 146 мм центрируется жесткими центраторами ЦПЖ 195 в количестве 25 шт., цементируется на участке от пакера ПДМ на 100 м выше кровли пласта АС4.8 тампонажным цементом импорного производства марки «G» или отечественным ПЦТ-100, а выше - до глубины 1650 м ПЦГ II-50. Далее в интервале 1650-650 м - как правило глиноцементным раствором ПЦТ III - ОБ - 50 ГОСТ 1581-96.

Отечественными и зарубежными исследователями многократно отмечалаось отрицательное влияние цементирования скважин на их продуктивность. Так в условиях ОАО Сургутнефтегааз после первичного вскрытия низкопроницаемого пласта продуктивность может составлять 75% от потенциальной, а после сплошного цементирования эксплуатационной колонны и вторичного вскрытия перфорацией - лишь 9 %. В процессе освоения и первых 3-х месяцев эксплуатации таких скважин продуктивность их возрастает в 2 раза за счет частичной очистки приствольной зоны пласта.

С целью сохранения потенциальной продуктивности ГС в СУБР-1 с 1997 года разрабатываются и внедряются технологии избирательного разобщения продуктивной зоны и селективного цементирования отдельных участков горизонтального ствола на базе комплекса технических средств и материалов -КРР, разработанного в НПО «Буровая техника». Комплекс КРР позволяет решать следующие технологические задачи:

герметичного разобщения горизонтальной части ствола скважины заколонными проходными гидравлическими пакерами, заполняемыми твердеющим материалом;

размещения между пакерами механически управлямых (периодически открываемых и закрываемых) в процессе эксплуатации ГС колонных фильтров и клапанов;

проведения лакеровки скважины и регулирования колонных фильтров и клапанов с помощью многофункционального внутриколонного управляющего инструмента, спускаемого на НКТ и приводимого в действие гидравлическими и механическими операциями.

При этом технология применения КРР 146,01 позволяет по новому решать следующие проблемы:

осуществлять открытие и закрытие колонных фильтров и клапанов при освоении и эксплуатации скважины;

заполнять рукавные уплотнительные элементы пакеров КРР 146,01 твердеющей смесью смол; при этом один компонент (резерпино-формальдегидная смола ФР-12 предварительно размещается в кольцевом контейнере каждого пакера, а второй (карбамидно - формальдегидная смола КЖС - С) закачивается в горизонтальную часть эксплуатационной колонны через спущенные НКТ и продавливается, перемешиваясь с первым компонентом, в уплотнительные элементы пакера.

Проведенные испытания показывают, что для решения проблем качественного крепления ГС необходимо:

1. Исключить использование глиноцементных облегченных тампо-нажных составов при цементировании всех типов обсадных колонн в ГС;

2. Разработать целевые критерии различных вариантов разобщения пластов в ГС (сплошное цементирование горизонтального ствола, селективное цементирование отдельных участков, применение комплекса КРР с пластоцементом и др.). При этом успешное внедрение муфт двухступенчатого цементирования позволяет существенно увеличить дебит скважин на Федоровском месторождении.

В целом разработанные технико-технологические решения позволяют значительно сократить затраты на бурение ГС, что обеспечивает сохранение его объемов на достигнутом уровне. Результаты анализа показывают, что за счет совершенствования рассмотренных технологий и конструкций горизонтальных скважин средние затраты на строительство снижены до миллиона рублей на одну скважину.

Это подтверждает динамика изменения по годам кратности (соотношения) стоимости горизонтальных и наклонно направленных скважин, которая представлена на рисунке 3.

Рисунок 3 - Кратность изменения по годам стоимости ГС по сравнению с типовой наклонно направленной скважиной

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Проведен анализ геолого-технических условий и технологий строительства наклонно направленных и горизонтальных скважин, который позволил выделить и обосновать (пятиинтервальный) тип профиля и

технологические интервалы интенсивного набора кривизны (100 - 1150 м и 1700 - 1890 м) для условий Федоровского месторождения.

2. В результате анализа и исследований технологий строительства ГС установлено следующее:

2.1. Основным видом осложнений при бурении первого интервала профиля (под кондуктор) является потеря ствола ввиду зарезки нового в процессе проработок.

2.2. Предложена технология подготовки ствола в интервале впуска кондуктора, предусматривающая проработку данного интервала осложнений турбинно-роторным способом компоновкой включающей калибрующие устройства над ЛБТ.

2.3. Доказано, что применение КНБК с центратором на корпусе забойного двигателя (ЗД) не обеспечивает стабилизации по зенитному и азимутальному углам тангенциального участка профиля скважины в интервале установки и работы насосного оборудования.

2.4. Установлено несовершенство применяемых методик оперативного расчета геометрических параметров КНБК, что позволило разработать КНБК с опорно-центрирующими элементами (2-х и 3-х центраторные) на валу и корпусе ЗД для бурения тангенциальных участков наклонно направленных и горизонтальных скважин.

2.5. Разработана методика расчета проектного профиля пространственного типа ГС, учитывающая следующие граничные условия:

- длину вертикального участка;

- величину зенитного угла на участке набора параметров кривизны и тангенциальном участке (не более 20-25°);

- интенсивность искривления на участке установки насосного оборудования (не более 0,25°/100 м);

- величину угла входа в продуктивный пласт (аш=85-87°);

- изменение направления ствола после тангенциального участка (до 90° и более);

- координаты места входа в продуктивный пласт;

- допустимое отклонение на горизонтальном участке по вертикали (±1

м).

2.6. Аналитически доказана и экспериментально подтверждена целесообразность расчета пространственного профиля, позволяющего выбрать и реализовать оптимальную конструкцию скважины, обеспечивающую проходимость без осложнений рекомендуемых КНБК и эксплуатационных колонн в ГС.

3. Исследованы технологические свойства (ингибирующие, фильтрационные и др.) различных по составу буровых растворов, что позволило рекомендовать для бурения основного ствола по профилю пространственного типа полимерглинистые растворы на основе акриловых и крахмалосодержащих реагентов (Kern Pas + Poly Kern D+KCI; KMK Stabilose LV+CP). При бурении участка входа в продуктивный пласт и на

горизонтальном участке целесообразно применять растворы на основе биополимеров (Kelzan ХС + Biolup, Aqwa Рас + Cla Cure и т.д.) и ПАВ комплексного действия (типа СНПХ ПДК 515).

4. Разработаны инструкции по применению, очистке и поинтер-вальной химической обработке растворов, рекомендуемые для бурения ГС.

5. Разработана оптимальная оснастка низа эксплуатационных колонн и внедрен комплекс технологий заканчивания ГС, включающий избирательное разобщение продуктивной зоны гидравлическими пакерами и селективное цементирование отдельных участков горизонтального ствола.

6. Проведена сравнительная технико-экономическая оценка строительства наклонно направленных и горизонтальных скважин, которая доказывает целесообразность строительства ежегодно более ста горизонтальных скважин по предлагаемому пяти интервальному профилю пространственного типа в ОАО Сургутнефтегаз.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАННЫ В СЛЕДУЮЩИХ РАБ ОТО АХ

1. Долгов В.Г. Особенности регулирования и моделирования свойств растворов при разбуривании глиносодержащих пород в наклонно направленных скважинах / В.Г. Долгов., С.Ю. Еланцева, Т.В. Грощева //Моделирование техн. процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информ. технологий: Тез. докл. Всеросс. научн,-техн. конф.-Тюмень: ТюмГНГУ, 1998. С. 87.

2. Долгов В.Г.. Особенности выбора и применения полимерных растворов / В.Г. Долгов, Г.П. Зозуля //Моделирование техн. процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе совр. информ. технологий: Тез. докл. Всеросс. научн.-практ. конф.-Тюмень: ТюмГНГУ, 1998. С. 88.

3. Долгов В.Г. Выбор и исследование рецептур буровых растворов для бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин /В.Г. Долгов, Т.В. Грошева, Ю.Р. Гибашева, и др. //От института к университету: Тез докл. XXII Всеросс. научн.-техн. конфн.-Тюмень: ТюмГНГУ, 1998. С. 67.

4. Долгов В.Г. Актуальные решения проблем строительства горизонтальных скважин в Западной Сибири / В.Г Долгов, К.Н. Харламов, Г.П. Зозуля //Моделиров. техн. процессов бурения, добычи и транспортиовки нефти и газа на основе современных технологий информ. технологий: Тез. докл. Всеросс. научн.-практ. конф.-Тюмень: ТюмГНГУ, 1998. С. 89.

5. Долгов В.Г. Влияние различных типов буровых растворов на устойчивость стенок скважин / Г.П. Зозуля, A.B. Подшибякин, В.Г. Долгов и др. //Ресурсосбережение в ТЭК России: Тез. докл. Междунар. научн.-техн. конф.-Тюмень: ЗапСибГАЗПРОМ, 1999. С. 36.

6. Долгов В.Г. К вопросу расчета неориентируемых КНБК с несколькими опорными элементами / В.М Шенбергер, Г.П.Зозуля, В.Г. Долгов

и др. //Ресурсосбережение в ТЭК России: Тез. докл. Междунар. научн.-техн. конфер. - Тюмень: ЗапСибГАЗПРОМ, 1999. С. 13-15.

7. В.Г. Долгов Проектирование профилей с интервалами безориентированного набора кривизны ствола скважины / К.Н. Харламов, В.Г. Долгов, Г.П. Зозуля и др. //Ресурсосбережение в ТЭК России: Тез. докл. Междунар. научно-техн. конф.-Тюмень: ЗапСибГАЗПРОМ, 1999. С. 23.

8. Долгов В.Г. Анализ технологий строительства горизонтальных скважин в Сургутском УБР-1 / В.М. Шенбергер, Г.П. Зозуля //Ресурсосбережение в ТЭК России: Тез. докл. Междунар. научн.-техн. конф.-Тюмень: ЗапСибГАЗПРОМ, 1999. Вып. 2 С. 15-17.

9. Долгов В.Г. Применение ПАВ комплексного действия при бурении скважин В ОАО Сургутнефтегаз / O.A. Лушпеева, В.Н. Кошелев, Г.П. Зозуля, В.Г. Долгов // Нефть и газ. Изв. вузов.-Тюмень: ТюмГнГУ, 1999. Вып. №6.-С. 37- 42.

Ю.Долгов В.Г. Об оценке качества инклинометрии при бурении горизонтальных скважин / В.Г. Долгов, Д.А. Козодеев, Д.В. Молоданов и др. //Моделирование технол. процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информ. технологий: Тез. докл. Второй Всеросс. научн.-практ. конф.- ТюмГНГУ, 2000. С. 19.

11. Долгов В.Г. Направление и проблемы совершенствования бурения горизонтальных скважин /В.Г. Долгов //Моделирование технол. процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информ. технологий: Тез. докл. Второй Всеросс. научн.-практ. конф.— ТюмГНГУ, 2000. С. 20.

12. Долгов В.Г. Анализ технологий строительства горизонтальных скважин, проблемы и пути их решения /В.М. Шенбергер, Г.П. Зозуля, К.Н. Харламов //Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной пром. в 21 веке: Тез. докл. Росс, научн.-практ. конф.-Тюмень: СибНИИНП, 2000. С. 78-79.

П.Долгов В.Г. Проектирование профиля наклонно направленной пологой и горизонтальной скважины пространственного типа / В.М. Шенбергер, Г.П. Зозуля, К.Н. Харламов, В.Г. Долгов и др. //Нефть и газ. Изв. вузов.- Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. Вып. 6. С. 73-80.

Подписано к печа««* оумаги 60x84 1/24

Бумага оберточная. Печать офсетная. Уч.-издат. листов 1,5. Печ. листов 1. Тираж 100 экз. Заказ № Ротапринт Тюменского государственного нефтегазового университета Адрес университета и полиграфпредприятия: 625000, Тюмень, Володарского, 38

Соискатель

В.Г. Долгов

ВВЕДЕНИЕ

1. Анализ геолого-технических условий строительства горизонтальных скважин (на примере федоровского месторождения)

1.1. Сведения о районе работ

1.2. Сведения о стратиграфическом разрезе Федоровского Месторождения

1.3. Краткие сведения о тектоническом строении Федоровского месторождения

1.4. Сведения о нефтеносности, газоносности и водоносности месторождения

1.5. Сведения об осложнениях в процессе бурения скважин

1.6. Детальная геологическая характеристика пластов АС4.8 Федоровского месторождения и особенности их разработки горизонтальными скважинами

1.7. Анализ отечественного и зарубежного опыта строительства и эксплуатации горизонтальных скважин

2. Разработка стабилизирующих КНБК для реализации траекторий ГС пространственного типа

2.1. Анализ существующих методик расчета КНБК

2.2. Принципы подбора КНБК для безориентированного бурения за рубежем

2.3. Анализ отечественных методик расчета КНБК

2.3.1. Методика ВНИИБТ

2.3.2. Методика Грозненского нефтяного института

3. Разработка технологических решений по выбору типа и состава бурового раствора при бурении ГС с учетом охраны окружающей среды

3.1. Управление свойствами бурового раствора

3.2. Критерии устойчивости стенок скважины

3.2.1. Влияние напряжений, возникающих в горных породах, на устойчивость стенок скважин

3.3. Физико-химические методы исследований состава глин

3.3.1. Рентгенофазовый анализ

3.3.2. Обменная емкость глин

3.3.3. Методики исследования набухания глин и глиносодержащих пород

3.4. Методы исследований технологических свойств буровых растворов

3.4.1. Метод планирования эксперимента

3.4.2. Методика исследования свойств буровых растворов

3.4.3. Методика исследования свойств фильтрата бурового раствора

3.5. Экспериментальные исследования глиноматериалов и рецептур буровых растворов

3.5.1. Методика изучения процесса набухания глинистых материалов

3.5.2. Результаты исследования процессов увеличения объема (набухания) глинистых материалов в различных средах

3.5.3. Экспериментальные исследования глинистых материалов методом ренгеноструктурного анализа

3.5.4. Методика определения влияния фильтратов буровых растворов на изменение проницаемости керна

3.5.5. Результаты экспериментальных исследований по определению коэффициента восстановления проницаемости образцов керна

3.5.6. Пример планирования полнофакторного эксперимента ПФЭ 23 при исследовании свойств растворов.

3.6. Буровые растворы для бурения горизонтальных скважин

3.6.1. Выбор типа бурового раствора

3.6.2.0 необходимости применения биополимерных растворов для бурения горизонтальных скважин

3.6.3. Дополнительные факторы, влияющие на бурение горизонтальных скважин

3.6.4. Рецептуры буровых растворов, рекомендуемые для бурения горизонтальных скважин в глинистых отложениях

3.7. Зарубежный опыт по изучению влияния различных факторов на вынос шлама при бурении ГС

3.7.1. Инженерный подход к бурению скважин.

3.7.2. Оценка выноса шлама на участках с зенитными углами более 40°.

3.7.3. Учет приподнимания бурильной колонны и проработок в процессе бурения

3.7.4. Дополнительные меры по очистке ствола от выбуренной породы

3.7.5. Промывка перед подъемом бурильной колонны

3.7.6. Влияние контроля очистки скважины от шлама

3.7.7. Оценка влияния режима течения

3.7.8. Рекомендации зарубежного опыта по обеспечению очистки ствола скважины от выбуренной породы

3.7.9. Рекомендации по бурению стволов ГС

3.7.10. Рекомендации по проведению спускоподъемных операций

3.8. Исследование экологических аспектов строительства скважин с кустовых площадок, сооруженных с использованием обезвоженных отходов бурения

3.8.1. Необходимость биологического мониторинга в районах техногенного воздействия при строительстве скважин

3.8.2. Исследования и результаты воздействия отходов бурения на окружающую среду.

В Российской федерации с начала разработки месторождений нефти и газа из недр извлечено около 13,2 млрд. т нефти, включая конденсат, и более 7,5 трлн. м3 газа. Однако в последнее время произошло существенное снижение добычи нефти и наметилась тенденция к уменьшению добычи газа, что объясняется износом основных фондов (в газовой промышленности на 35%, в нефтяной - 80%) и комплексом геолого-технических, экономических и социально политических проблем.

В топливно-энергетическом комплексе страны ведущим является нефтегазовый регион Западной Сибири, для которого характерно вступление основного количества эксплуатируемых месторождений в позднюю стадию разработки, ввод в эксплуатацию преимущественно маломощных (5-10 м) низкопродуктивных залежей с низкой и неравномерной проницаемостью коллекторов.

Для большинства эксплуатируемых здесь, месторождений характерна высокая выработанность запасов, что обуславливает высокую обводненость добываемой продукции и снижение дебитов скважины. При этом из-за несовершенства техники и технологии разработки месторождений нефтеотдача, как правило, не превышает 30-40%. Так на балансе основных производственных нефтегазовых объединений Западной Сибири имеется большое число скважин, которые не выработали проектного ресурса по причине преждевременной обводнености продукции из-за интенсивного образования конусов воды (газа), заколонных и межпластовых перетоков флюидов, неравномерной выработки залежей и т. п.

Поэтому в последние годы на ряде месторожденияй нефти и газа Западной Сибири (Федоровское, Самотлорское, Ван-Еганское и др.) для увеличения эффективности систем разработки и восстановления их продуктивности успешно реализуется новые технологии строительства пологих скважин с горизонтальным окончанием ствола. При этом основной объем построенного фонда горизонтальных скважин приходится на Сургутский нефтегазовый регион, где успешно сооружает и эксплуатирует такие скважины ОАО Сургутнефтегаз. Анализ накопленного здесь опыта показывает, что эффективность строительства и эксплуатации горизонтальных скважин (ГС) не превышает 45-50%, которая не всегда соответствует мировому уровню.

Поэтому решение указанных проблем объективно связано с совершенствованием техники и технологии строительства горизонтальных скважин, что позволило сформулировать цель работы и задачи исследований.

Однако многообразие методических подходов затрудняет целенаправленный выбор технологий, технических средств и материалов, оптимальных с точки зрения обеспечения качественного строительства и эксплуатации горизонтальных скважин как инженерных сооружений с учетом охраны недр и окружающей среды (ГС).

Современный уровень технологий наклонно направленного и горизонтального бурения в Западной Сибири требует рационального подхода к выбору компоновок и расчету профиля наклонно направленных и горизонтальных скважин, когда в зависимости от глубины скважины и величины «отхода» от вертикали следует отдавать предпочтение безориентируемым или ориентируемым КНБК при обязательном либо рекомендуемом применении телеметрических систем. Важную роль при осуществлении проектного режима бурения по заданному профилю выполняют буровые растворы, так как устойчивость стенок и номинальный диаметр скважин являются необходимым условием его выполнения.

В работе на примере Федоровского месторождения нефти и газа проведен анализ геолого-технических условий строительства скважин от начала эксплуатации месторождения (1973 г.) до настоящего времени. Приведены сведения о районе работ, особенностях залегания и строения пород, водо- и нефтегазоносности разреза, запасах месторождения и т.д.

Вопросам обеспечения качественного строительства и последующей эксплуатации наклонно направленных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин посвящены многочисленные работы ведущих отечественных исследователей: Агзамова Ф.А., Александрова М.М., Алексеева J1.A., Ангелопуло O.K. Батурина Ю.Е., Бастрикова С.Н., Буслаева В.Ф., Грачева С.И., Григоряна A.M., Гулизаде М.П. Зозули Г.П., Емельянова П.В., Ишемгужина Е.И., Калинина А.Г., Каплуна В.А., Кауфмана Л.Я. Кузнецова Ю.С., Кошелева А.Т., Клюсова А.А., Кучумова Р.Я., Крысина Н.И., Конесева Г.В., Кулябина Г.А., Мавлютова М.Р.,Медведского Р.И., Овчинникова В.П., Полякова В.Н., Попова А.Н., Спивака А.И., Султанова Б.З., Телкова А.П., Шарипова А.У., Шенбергера В.М., Федорова К.М., Яшина А.С. и др. Среди зарубежных исследователей следует отметить: Азара Дж. Дж., Беккера Т.Е., Дагински У., Вудса Г., Коена А.Д., Лубинского А., Макдональдса В.Д., Райда Т.В., Окрани С., Уоррена Т.М. и др.

Анализ опыта бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин в Западной Сибири показывает, что в каждом конкретном случае необходим научный подход, включающий выбор наиболее эффективных компоновок и расчет элементов профиля скважины, составов буровых растворов и тампонажных систем, методов вскрытия и испытания продуктивных пластов, технологий их заканчивания, а также анализ добывающих возможностей скважин.

Однако большой ассортимент материалов и реагентов затрудняет оптимизацию рецептур буровых растворов, так как часто недостаточна информация об их свойствах, а эффективность приходится доказывать детальными лабораторными исследованиями. Проблематичными остаются вопросы обеспечения устойчивости стенок скважин в глиносодержащих отложениях, особенно при зенитных углах более 45°. Сохраняет актуальность проблема вскрытия продуктивных пластов, прежде всего неоднородных, низкопроницаемых (менее 0,1 мкм2), содержащих в качестве цементирующего материала глинистые минералы. Это доказывает необходимость целенаправленного выбора ингибируещего типа растворов для вскрытия низкопроницаемых коллекторов и при бурении в неустойчивых отложениях продуктивного комплекса. Актуальным для наклонно направленного и горизонтального бурения остается оценка эффективности вводимых добавок и ПАВ комплексного действия с позиции изучения и уточнения фильтрационных и фрикционных свойств буровых растворов, так как применяемые методы и приборы не всегда позволяют объективно оценивать эти свойства, а значит и правильно определять концентрацию вводимых добавок.

Существуют трудности с выпуском и применением в промышленных масштабах облегченных тампонажных цементов, которые позволяют решать задачи обеспечения необходимой высоты подъема тампонажных растворов за колоннами.

Дополняет предлагаемый подход анализ отечественного и зарубежного опыта, информация об оценке качества строительства ГС с позиции оценки их добывающих возможностей.

Таким образом, анализ состояния и достигнутого уровня технологий строительства наклонно направленных и горизонтальных скважин на этапах их сооружения и начальной эксплуатации позволил обосновать цель и задачи исследований.

Цель работы. Повышение эффективности и качества строительства наклонно направленных скважин с горизонтальным окончанием на основе исследований и внедрения научно-обоснованных технических и технологических решений для разработки низкопродуктивных маломощных залежей с низкой и неравномерной проницаемостью коллекторов.

Основные задачи исследований

1. Сравнительный анализ результатов бурения и определение приоритетных направлений технологий строительства горизонтальных скважин в низкопродуктивных маломощных коллекторах применительно к горногеологическим условиям Сургутского нефтегазового региона (на примере Федоровского месторождения).

2. Разработка требований к геометрическим параметрам КНБК для бурения различных участков профилей пологих и горизонтальных скважин.

3. Разработка методических основ проектирования оптимальных профилей наклонно направленных, пологих и горизонтальных скважин пространственного типа

4. Исследование высокоингибированных псевдопластичных буро-вых растворов с минимальной фильтратоотдачей и гидрофобизирующими глинистые породы свойствами на основе акриловых полимеров и ПАВ комплексного действия, позволяющих обеспечить качественную очистку пологих и горизонтальных участков ствола, устойчивость стенок скважин и качественное первичное вскрытие продуктвных пластов.

5. Разработка рекомендаций по совершенствованию технологий заканчивания пологих и горизонтальных скважин.

6. Внедрение результатов исследований в виде разработанных технических и технологических решений, их технико-экономическая оценка.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Проведен анализ геолого-технических условий и технологий строительства наклонно направленных и горизонтальных скважин, который позволил выделить и обосновать (пятиинтервальный) тип профиля и технологические интервалы интенсивного набора кривизны (100 - 1150 м и 1700 - 1890 м) для условий Федоровского месторождения.

2. В результате анализа и исследований технологий строительства ГС установлено следующее:

2.1. Основным видом осложнений при бурении первого интервала профиля (под кондуктор) является потеря ствола ввиду зарезки нового в процессе проработок.

2.2. Предложена технология подготовки ствола в интервале впуска кондуктора, предусматривающая проработку данного интервала осложнений турбинно-роторным способом компоновкой, включающей калибрующие устройства над ЛБТ.

2.3. Доказано, что применение КНБК с центратором на корпусе забойного двигателя (ЗД) не обеспечивает стабилизации по зенитному и азимутальному углам тангенциального участка профиля скважины в интервале установки и работы насосного оборудования.

2.4. Установлено несовершенство применяемых методик оперативного расчета геометрических параметров КНБК, что позволило разработать КНБК с опорно-центрирующими элементами (2-х и 3-х центраторные) на валу и корпусе ЗД для бурения тангенциальных участков наклонно направленных и горизонтальных скважин.

2.5. Разработана методика расчета проектного профиля пространственного типа ГС, учитывающая следующие граничные условия:

- длину вертикального участка;

- величину зенитного угла на участке набора параметров кривизны и тангенциальном участке (не более 20-25°);

- интенсивность искривления на участке установки насосного оборудования (не более 0,25°/100 м);

- величину угла входа в продуктивный пласт (акп=85-87°);

- изменение направления ствола после тангенциального участка (до 90° и более);

- координаты места входа в продуктивный пласт;

- допустимое отклонение на горизонтальном участке по вертикали (±1 м).

2.6. Аналитически доказана и экспериментально подтверждена целесообразность расчета пространственного профиля, позволяющего выбрать и реализовать оптимальную конструкцию скважины, обеспечивающую проходимость без осложнений рекомендуемых КНБК и эксплуатационных колонн в ГС.

3. Исследованы технологические свойства (ингибирующие, фильтрационные и др.) различных по составу буровых растворов, что позволило рекомендовать для бурения основного ствола по профилю пространственного типа полимерглинистые растворы на основе акриловых и крахмалосодержащих реагентов (Kem Pas + Poly Кет D+KC1; КМК Stabilose LV+CP). При бурении участка входа в продуктивный пласт и на горизонтальном участке целесообразно применять растворы на основе биополимеров (Kelzan ХС + Biolup, Aqwa Рас + Cla Cure и т.д.) и ПАВ комплексного действия (типа СНПХ ПДК 515).

4. Разработаны инструкции по применению, очистке и поинтервальной химической обработке растворов, рекомендуемые для бурения ГС.

5. Разработана оптимальная оснастка низа эксплуатационных колонн и внедрен комплекс технологий заканчивания ГС, включающий избирательное разобщение продуктивной зоны гидравлическими пакерами и селективное цементирование отдельных участков горизонтального ствола.

6. Проведена сравнительная технико-экономическая оценка строительства наклонно направленных и горизонтальных скважин, которая доказывает целесообразность строительства ежегодно более ста горизонтальных скважин по предлагаемому пятиинтервальному профилю пространственного типа в ОАО Сургутнефтегаз.

1. Жаркова Т.М. Типы пород кембрийской соленосной формации Сибирской платформы.-Новосибирск.: Наука, 1974.-302 с.

2. Контарович А.Э. Геология нефти и газа Западной Сибири.- М.: Недра, 1975.-680 с.

3. Сафиуллин М.Н. Состояние и проблемы бурения в Западной Сибири // РТНС, Сер. Бурение,-1977, вып. 10. С. 10-12.

4. Ушатинский И.Н., Зарипов О.Г. Минералогические и геохимические показатели нефтегазоносности мезозойских отложений Западно-Сургутской плиты.-Свердловск.: Средне-Уральской изд-во, 1978.-208 с.

5. Шишигин С.И. Методы и результаты изучения коллекторских свойств нефтегазоносных горизонтов Западно-Сибирской провинции.-М.: Недра, 1968.136 с.

6. Шашин В.Д. Нефть Сибири.-М.: Недра, 1973.-254 с.

7. Туезова Н.А. Физические свойства горных пород Западно-Сибирской низменности.-М.: Недра, 1964.-127 с.

8. Казаринов В.П. Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирской низменности: Сб. науч. тр. ВСЕГЕЦ. М., 1958, вып. 114.

9. Комплексное освоение нефтегазовых месторождений юга Западной Сибири.// Сб. тезисов докладов научно-практ. конференции.-Тюмень.: ЗапСибБурНИПИ, 1995.-С.12.

10. Перродон А. Формирование и размещение месторождений нефти и газа: Пер. с франц. -М.: Недра, 1991.-359 е.: ил.

11. Abrous A., Mud Design. For minimige Rock Impoirten. Due to Partliche Iuvasion // Journaul of Petroleum Technology.-1977.-№ 5.

12. Р.И. Хисматов. Особенности разработки пластов АС4.8 Федоровского месторождения. // М.: ВНИИОЭНГ НТЖ. - Геология, разведка и разработка нефтегазовых месторождений. №10, - 1999. - с.26-33.

13. W. Gregory Deskins, William J. McDonald, Thomas B. Reid. Survey shows successes, failures of horizontal wells // Oil and Gas J. 1995. - Vol.93, №25. -P.39-45.

14. Horizontal wells seen boost for Canadian oil flow // Oil and Gas J. 1993. -Vol. 91. №21. - P.35.

15. Other production enhancement move forward // World Oil. -1992. IV.-Vol.213. №4 P29.

16. U.S. x92 horizontal coaled well costs tallied // Oil and Gas J. 1994. -23/V.- Vol.92 №21.- P.90.

17. Critical reservoir parameters affecting success of horizontal wells / D.H. Tegrani, J.M. Peden // Материалы седьмого Европейского симпозиума по увеличению нефтеотдачи пластов, 27-29 октября 1993 г. Том 2. - С. 175-184, -М. -1993.

18. Шенбергер В.М. Разработка технических средств и технологий для повышения качества строительства наклонно направленных скважин в Западной Сибири (Проблемы, решения): Автореф. дис. . канд. техн. наук.-Тюмень, 1996.-73 с.

19. Оганов С.А., Цибульский И.С. Экспериментальное исследование низа бурильной колонны в наклонной скважине. Теория и практика бурения наклонных скважин. Тематический сборник научных трудов. Баку, АзИНЕФТЕХИМ, 1981 г., С. 8-12.

20. Гасанов И.З. Разработка КНБК с тремя центраторами для стабилизации зенитного угла и азимута ствола наклонной скважины. В сб.: Теория и практика бурения наклонных скважин. Баку, 1985 г., С. 22-29.

21. Иоаннесян Р.А. Основы теории и техники турбинного бурения. М.: Гостоптехиздат, 1953 г., 284 с.

22. Белоруссов В.О. Подбор КНБК для безориентированного бурения за рубежом. М.: ВНИИОЭНГ, 1998. - Эн. Сер. Техника и технология бурения скважин; вып.8.

23. Механизм работы компоновки низа бурильной колонны с двумя центраторами в наклонной скважине / А.А. Арутюнов, Л.Я. Кауфман, Л .Я. Стушон, К.Б. Шахбазбеков. Изв. ВУЗ, Нефть и газ, 1976 г., № 4, С.26-28.

24. Вудс Г., Лубинский А. Искривление скважин при бурении. / Пер. с англ./М. Гостоптехиздат, 1960 г., 161 с.

25. Сесюнин Н.А. Пространственный изгиб компоновки низа бурильной колонны с центраторами и отклонение скважины по азимуту. Изв. ВУЗов. Нефть и газ, 1986 г., № 5, С. 19-22.

26. Прохоренко В.В. Оптимальные стабилизирующие компоновки с наддолотным калибратором и двумя центраторами на корпусе турбобура. -Экспресс информация. Сер.бурение, 1987 г., № 11, С13-15.

27. Иоанесян Ю.Р., Прохоренко В.В. Оптимальные стабилизирующие компоновки с двумя опорно-центрирующими элементами. 1987 г., 16 с.

28. An application of two Dimentional Theory for determining an ideal position of stabilizers at directional hole. Shiyu SU-A-Bao, Singapur, 1984, Vol.5, № 3, P.95-107 (кит. англ.)

29. Принципы выбора стабилизирующих компоновок с заданными оптимальными параметрами / Солодкий К.М., Федоров А.Ф., Повалихин А.С., Шагалов B.JL, Калинин А.Г. //Нефт. хоз-во. 1984. - № 9.

30. Гасанов И.З., Оганов Г.С. Расчет неориентируемой КНБК с большим количеством опорных элементов. Изв. ВУЗ. Нефть и газ, Баку, № 2. 1988. с.19-22.

31. Оценка влияния профиля наклонных скважин на надежность внутрискважинного оборудования.// Кошелев А.Т., Возьмитель В.М., Качалов О.Б. и др. // Повышение эффективности строительства скважин в Западной Сибири: Тр. СибНИИНП,- Тюмень, 1989. С. 15-22.

32. Технологическая и экономическая эффективность бурения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов / Е.И. Богомольный, Б.М. Сучков, В.А. Савельев и др. НТЖ. Нефтяное хозяйство. -1998.-№З.С.19-21.

33. Кейн С.А. Развитие методик расчета траекторий наклонных, горизонтальных и разветвленных скважин (на примере Тимано-Печорской провинции): Автореф. дис. . канд. техн. наук. Тюмень, 1996. -23 с.

34. Пути совершенствования профиля добывающих скважин / К.М. Солодский, А.Ф. Федоров, А.С. Повалихин и др. // Обзор, информ. Сер. Стр-во скважин. -М: ВНИИОЭНГ, 1989. Вып. 10.

35. Никитин Б.А. Научные основы разработки и реализации технологиистроительства наклонно направленных и горизонтальных скважин: Автореф. дис. . д-р техн. наук, Краснодар, 1996. 87 с.

36. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодский К.М., Султанов Б.З. Бурение наклонных и горизонтальных скважин: Справочник; Под ред. А.Г. Калинина. -М.: Недра, 1997. 648 е.: ил.

37. Долгов В.Г. К вопросу расчета неориентируемых КНБК с несколькими опорными элементами / В.М Шенбергер, Г.П.Зозуля, В.Г. Долгов и др. //Ресурсосбережение в ТЭК России: Тез. докл. Междунар. научн.-техн. конфер. Тюмень: ЗапСибГАЗПРОМ, 1999. С. 13-15.

38. Долгов В.Г. Анализ технологий строительства горизонтальных скважин в Сургутском УБР-1 / В.М. Шенбергер, Г.П. Зозуля //Ресурсосбережение в ТЭК России: Тез. докл. Междунар. научн.-техн. конф.-Тюмень: ЗапСибГАЗПРОМ, 1999. Вып. 2 С. 15-17.

39. Долгов В.Г. Проектирование профиля наклонно направленной пологой и горизонтальной скважины пространственного типа / В.М. Шенбергер, Г.П. Зозуля, К.Н. Харламов, В.Г. Долгов и др. //Нефть и газ. Изв. вузов,- Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. Вып. 6. С. 73-80.

40. Харламов К.Н. Проектирование профилей пространственного типа и разработка технологий строительства горизонтальных скважин: Автореф. дис. . канд. техн. наук, Тюмень, 2000. 23 с.

41. Спивак А. И., Попов А. Н. Разрушение горных пород при бурении скважин: Учебник для вузов.-М.: Недра, 1994.-261 с.

42. Ивачев JI. М. Промывочные жидкости и тампонажные смеси: Учебник для вузов.-М.: Недра, 1987.-242 с.

43. Ганджумян. Математическая статистика в разведочном бурении: Справочное пособие.-М.: Недра, 1990.-218 с.

44. Шептала Н. Е. Руководство по физико химическому анализу глинистых растворов, глин, утяжелителей и реагентов.-М.: Недра, 1974.- 152 с.

45. Современные методы исследования строительных материалов. / Под ред. В. С. Фадеевой.-М.: Гостстройиздат, 1962.-239 с.

46. Инженерный подход к бурению горизонтальных скважин. / Представлено фирмой Sperry-Sun Drilling Services. Хьюстон, штат Техас, США, 1992.-89 с.

47. Т.Е. Беккер, Дж.Дж. Азар, С. Окражи. Зависимость выноса шлама от реологических свойств раствора при направленном бурении: Публикация 19535 Общества Инженеров-нефтяников. 1989 г.

48. Калинин А. Г., Левицкий Л. 3. Технология бурения разведочных скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые: Учебник для вузов.-М.: Недра, 1988.-374 с.

49. Мальцев А. В., Дюков JI. М. Приборы и средства контроля процессов бурения: Справочное пособие. М.: Недра, 1989. -253 с.

50. РД-39-0147009-507-86. Инструкция по применению материалов и химических реагентов для обработки буровых растворов.-М.: ВНИИБТ, ВНИИКрнефть, 1986.

51. РД-30-0147009-543-87. Методика выбора рецептур основных типов буровых растворов по показателям свойств.-М.: ВНИИБТ, ВНИИКрнефть, УкрГипроНИИнефть, 1987.

52. Рябченко В. И. Управление свойствами буровых растворов.-М.: Недра, 1990.-230 с.

53. Ангелопупо O.K., Подгорнов В.М., Аваков В.Э. Буровые растворы для осложненных условий.-М.: Недра, 1988.

54. Булатов А. И., Аветисов А. Г. Справочник инженера по бурению: В 4 кн. -2-е изд., перераб. и доп. -М.: Недра, 1995.

55. Булатов А. И., Пеньков А. И., Проселков Ю. М. Справочник по промывке скважин.-М: Недра, 1984,-317 с.

56. Городнов В. Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении.-М.: Недра, 1984.-229 с.

57. Гиллер A. JI. Таблицы межплоскостных расстояний.-М.:Недра. 1966.321с.

58. Зевин JI. С., Хейкер Д. М. Рентгеновские методы исследований строительных материалов.-М.: Строй издат, 1965.-365 с.

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

60. Зозуля Г. П., Паршукова JI. А. Комплексный подход к использованию лабораторных и промысловых методов контроля за устойчивостью стенок скважин в глинистых отложениях.-М.: ВИНИТИ, № 2976-В94, деп. 20.12.94.-28 с.

61. Зозуля Г. П., Паршукова JI. А. К оценке устойчивости глинистых пород при бурении скважин.-М.: ВИНИТИ, №437-В95, деп. 14.02.95.-24 с.

62. К вопросу изучения устойчивости стенок скважин в глинистых отложениях / Г. П. Зозуля, Ю. С. Кузнецов, JI. А. Паршукова и др. // Межвуз. сб. научн. тр.-Тюмень: ТюмГНГУ, 1995, т.1. С. 132-135.

63. Зозуля Г. П., Герасимов Г. Т., Паршукова Л. А. Оценка увлажнения различных типов глин фильтратом бурового раствора.-М.: ВИНИТИ, № 1750-В96, деп. 28.05.96.-23 с.

64. Беленко Е.В., Вахрушев Л.П., Пеньков А.И. Улучшение технологических свойств буровых растворов полиалкиленгликолями. В сб.: Вопросы промывки скважин с горизонтальными участками ствола. Краснодар: ВНИИКрнефть, 1998 г., С.54-61.

65. Башкатов Д.Н., Сулакшин С.С., Драхлис С.Л., Квашнин Г.П. Справочник по бурению скважин на воду. М.: Недра, 1979. - 560 с.

66. Антонов К.В., Кошляк В.А. Оценка качества вскрытия пластов полимерными растворами без твердой фазы. ЕНПТЖ Нефтяное хозяйство, 1986, № 1,64-70 с.

67. Шарипов А.У., Кабиров Б.З, Антонов К.В. и др. Вскрытие продуктивных отложений с промывкой их полимерными растворами. -ЕНПТЖ Нефтяное хозяйство, 1982, № 8, 14 16 с.

68. Хейфец И.В., Толкунов В.И. О целесообразности использования ПСБР для вскрытия пластов // Нефт. и газ. пром., 1987, № 3. -С. 34-35.

69. Грей Дж. Р., Дарли Г.С.П. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): Пер. с англ.-М.: Недра, 1985.

70. Налимов В.В., Чернова Н.А. Статистические методы планирования экстремальных экспериментов. -М., Недра, 1965. -340 с.

71. Румшинский JI.3. Математическая обработка результатов эксперимента. -М.: Наука, 1971.-192 с.

72. Долгов В.Г. Влияние различных типов буровых растворов на устойчивость стенок скважин / Г.П. Зозуля, А.В. Подшибякин, В.Г. Долгов и др. //Ресурсосбережение в ТЭК России: Тез. докл. Междунар. научн.-техн. конф.-Тюмень: ЗапСибГАЗПРОМ, 1999. С. 36.

73. Долгов В.Г. Применение ПАВ комплексного действия при бурении скважин В ОАО Сургутнефтегаз / О.А. Лушпеева, В.Н. Кошелев, Г.П. Зозуля, В.Г. Долгов // Нефть и газ.Изв. вузов.-Тюмень: ТюмГНГУ, 1999.1. Вып. №6.-С. 37- 42.

74. Физико-географическое районирование Тюменской области. Под редакцией проф. Н.А. Гвоздецкого. Издательство Московского университета, 1973г., с.82-84.

75. РД 314170706-005-97 Регламент по охране окружающей среды при проектировании и производстве работ на кустах, расположенных в водоохранных зонах месторождений ОАО "Сургутнефтегаз" (подготовительные, вышкомонтажные работы и строительство скважин).

76. Циммерман П.К., Галес Д.Р. Обработка бурового шлама насыщенного нефтью методом поверхностной утилизации. Пер. с анг. УДК 502.55.622.24 .

77. Солнцева Н.П., Пиновский Ю.И. Особенности загрязнения почв при нефтедобыче. Д., 1980, с. 252.

78. Аринушкина Е.В. Руководство по химическому анализу почв. М., МГУ, 1970,с.487.

79. Методические рекомендации по установке предельно-допустимых концентраций загрязняющих веществ для воды рыбохозяйственных водоемов. М.,ВНИРО, 1968.

80. Новиков Ю.В. Методы исследования качества воды водоемов. М., изд-во Медицина, 1990.

81. Криштапова В.Н. Методические рекомендации по оценке содержания микроэлементов в торфяных месторождениях Европейской части РСФСР. М.: 1974.-С. 17-31.

82. Сапрыкин Ф.Я. Геохимия почв и охрана природы. Д.: Недра, 1984.-С.127-143.

83. Санитарно-гигиенические правила переработки и обезвреживания промышленных отходов. Методы исследования опасных отходов. ВНР, Будапешт, 1985, с. 115.

84. Методика изучения распространения в окружающей среде компонентов жидких и твердых отходов бурения разведочных и эксплуатационных скважин на территории ХМАО., 1993.

85. Перечень предельно-допустимых концентраций и ориентировочно безопасных уровней воздействия вредных веществ для воды рыбохозяйственных водоемов. Мединор, 1995, с.220.

86. Оценка степени загрязнения почв химическими веществами. М., 1992. Мин. охраны окружающей среды и природных ресурсов.

87. Предельно-допустимые концентрации химических веществ в почве (ПДК), М., Минздрав СССР, 1985, с.31.

88. Крылов В.И., Ситников М.Ф. О давлении массива пород на обсадные колонны и причины их смятия //М.: ВНИИОЭНГ, Нефтяное хозяйство.-1976, №2. -С.31-34.

89. ГОСТ 1581-96. Портландцементы тампонажные. Технические условия. Взамен ГОСт 1581-91; Введ. 01.10.98. - М.: Изд-во стандартов, 1998.- 13 с.

90. Данюшевский В. С., Алиев Р. М., Толстых И. Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам.-2-е изд., перераб. и доп.-М.: Недра, 1987.-373 с.

91. Крезуб А.П., Яковенко В.И. Изменение проницаемости коллекторов в призабойной зоне плата при заканчивании скважин. ЕНПТЖ Нефтяное хозяйство, 1986, № 11, 44-47 с.

92. Современные тампонажные материалы и растворы, применяемые при бурении глубоких скважин на Украине /Талицкая З.А. и др. //Техника и технология разведочных работ: Информобзор /ВИЭМС. М., 1982. -с.34-52.

93. Данюшевский B.C., Толстых И.Ф., Милыптейн В.М. Справочное руководство по тампонажным материалам. -М.: Недра, 1973.- 322 с.

94. Сегалова Е.Е. Физико-механические исследования процесса твердения вяжущих. -М.: МГУ, 1964.

95. Геранин М.П. перетоки газа в скважинах через цементный раствор. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1977. -52 с.

96. Современные тампонажные материалы и растворы, применяемые при бурении глубоких скважин на Украине /Талицкая З.А. м др. //Техника и технология разведочных работ: Информобзор /ВИЭИС. -М.: 1982. С.34 - 52.

97. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. М.: Госгортехнадзор России, 1998. 160 с.

98. РД 39-137-95. Конструкция нагнетательных и добывающих скважин для нефтяных месторождений Западной Сибири, СибНИИНП, Тюмень, 1995. -26 с.

99. РД 3147076-001-94. Технологический процесс крепления кондукторов до устья скважин без спуска направлений.

100. РД 39-7/1-001-89. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Куйбышев, 1999. 196 с.

101. Временное методическое руководство по рациональному использованию заколонных пакеров на месторождениях ПО «Сургутнефтегаз», г. Сургут, Сургутнефтегаз, 1989.

102. Инструкция по аэрированию тампонажного раствора буровыми компрессорами на месторождениях Западной Сибири. Тюмень, 1981. 36 с.

103. Цырин Ю.З., Ванифатьев В.И., Фарукшин JI.X. Развитие технологических возможностей разобщения пластов при креплении горизонтальных скважин. // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, вып. 10, 1997. - С.45-47.