Обоснование и разработка углеводородной системы заканчивания скважин в условиях низких забойных температур (на примере Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения) тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат наук Будовская Маргарита Евгеньевна

• Будовская Маргарита Евгеньевна
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Будовская Маргарита Евгеньевна

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ БУРЕНИЯ И ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ НИЗКИХ ЗАБОЙНЫХ ТЕМПЕРАТУР

1.1 Геологическая характеристика Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения

1.2 Исследования осложнений при бурении скважин в условиях распространения солевых отложений, низких пластовых температур и давлений в интервалах вскрытия продуктивных пластов

1.3 Анализ свойств буровых растворов на углеводородной основе для первичного вскрытия продуктивных пластов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения

1.4 Анализ существующих методик подбора кольматантов в составе буровых растворов

1.5 Исследования призабойной зоны пласта и причины ухудшения проницаемости продуктивных коллекторов при использовании буровых растворов на углеводородной основе

1.6 Анализ существующих жидкостей заканчивания для очистки ПЗП после использования буровых растворов

1.7 Теоретическое обоснование по выбору бурового раствора на углеводородной основе и системы заканчивания скважин для условий освоения продуктивных горизонтов Чаяндинского НГКМ

1.8 Выводы по Главе

ГЛАВА 2 МЕТОДЫ И МЕТОДОЛОГИЯ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ СВОЙСТВ БУРОВОГО РАСТВОРА НА

УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ И СИСТЕМЫ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН

2.1 Материалы для проведения экспериментальных исследований

2.2 Оборудование и методики проведения экспериментальных исследований .. 42 2.2.1 Оборудование для исследования влияния системы заканчивания скважин на фильтрационно-емкостные свойства керна Чаяндинского НГКМ после

воздействия ИЭР

2.2.2Томографические исследования образцов керна месторождения

2.2.3. Физико-химические исследования образцов

2.2.4 Методика оценки кольматирующей способности бурового раствора и

подбора размера твердой фазы

2.3. Планирование экспериментов и математическая обработка результатов

2.4 Выводы по Главе

ГЛАВА 3 РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

3.1. Результаты физико-механических свойств бурового раствора

3.1.1 Результаты физико-химического анализа проб бурового раствора со скважин Чаяндинского НГКМ

3.2. Результаты исследований углеводородной системы заканчивания скважин 67 3.2.1 Обоснование механизма взаимодействия системы заканчивания с буровым

раствором

3.2.2. Результаты исследования технологических свойств углеводородной системы заканчивания

3.3 Результаты фильтрационных экспериментов

3.4 Результаты исследования влияния дисперсности твердой фазы в составе РУО на восстановление фильтрационно-емкостных свойств пластов с учетом проницаемости ботоубинского, хамакинского и талахского продуктивных горизонтов

3.5 Результаты томографического анализа

3.6 Выводы по Главе

ГЛАВА 4 ОПЫТНО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ

4.1 Результаты опытно-промысловых испытаний <^С-1» на Чаяндинском НГКМ

4.2 Выводы по Главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А СВИДЕТЕЛЬСТВО О ГОСУДАРСТВЕННОЙ

РЕГИСТРАЦИИ ПРОГРАММЫ ДЛЯ ЭВМ

ПРИЛОЖЕНИЕ Б АКТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ МАТЕРИАЛОВ

ДИССЕРТАЦИИ

ПРИЛОЖЕНИЕ В АКТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ МАТЕРИАЛОВ ДИССЕРТАЦИИ

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Обоснование и разработка углеводородной системы заканчивания скважин в условиях низких забойных температур (на примере Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения)»

Актуальность темы диссертации.

Перспективной ресурсной базой для развития топливно-энергетического комплекса России являются месторождения Восточной Сибири и Арктического шельфа, на которых сконцентрированы более 60% стратегических запасов нефти и газа.

При эксплуатации скважин на месторождениях Восточной Сибири, в частности на Чаяндинском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ), часто сталкиваются с проблемой, связанной с недостаточно высоким коэффициентом газоизвлечения. Данный показатель обусловлен воздействием бурового раствора и технологических жидкостей в процессе первичного вскрытия или освоения геологически неоднородных нефтегазовых пластов. В связи с тем, что верхние неустойчивые интервалы представлены солевыми отложениями, а поровая жидкость продуктивных пластов имеет минерализацию

-5

от 320 до 361 г/дм , в качестве промывочной жидкости применяется буровой раствор на углеводородной основе (РУО). Следует отметить, что температура в интервалах продуктивных горизонтов (1850-2100 м) не превышает 12 °С.

На сегодняшний день бурение скважин в интервале вскрытия продуктивных пластов осуществляется с использованием инвертно-эмульсионного бурового раствора на основе растительного масла. В его состав входят смеси жирных кислот и их этиловые/метиловые эфиры в сочетании с утяжелителем и эмульгатором. На основе теоретических исследований и анализа промысловых данных выявлено, что вышеупомянутый раствор имеет ряд преимуществ перед современными аналогами: обладает высокой смазывающей и ингибирующей способностью; не имеет воды в фильтрате; способствует достижению максимальной продуктивности при вскрытии гидрофобных коллекторов; за счет своего состава на основе растительных масел оказывает минимальное негативное воздействие на окружающую среду.

Однако, по результатам анализа промысловых геофизических исследований скважин (ГИС) и лабораторных исследований установлено, что часть фильтрационной корки бурового раствора на стенках скважины после обработки продуктивных пластов системами заканчивания - деструкторами, например, имеющих основу - дизельное топливо или стабильный газоконденсат, не подвержена разрушению. Продолжительное время статического взаимодействия углеводородных систем с флюидом продуктивного пласта в условиях низких забойных температур приводит к дополнительному увеличению вязкости и, как следствие, сложности их механического и химического удаления из пор коллектора. Наличие набухающих пакеров, входящих в компоновку нижнего заканчивания хвостовика-фильтра, не позволяет произвести полное замещение и очистку околоствольной зоны от остатков РУО при эксплуатации и ремонте скважины.

В этой связи, для повышения продуктивности коллектора требуется определение глубины проникновения фильтрата бурового раствора в приствольную зону продуктивного интервала с последующей разработкой углеводородной системы заканчивания скважин и технологии, позволяющей эффективно очистить от органических углеводородов продуктивный пласт, а также лифтовую колонну, увеличить дебит скважин в условиях низких забойных температур.

Степень разработанности темы исследования.

Исследованиями свойств буровых растворов на углеводородной основе и значительный вклад в разработку их составов для вскрытия продуктивных пластов внесли отечественные и зарубежные ученые: Гасумов Р.А.О., Гайдаров М.М.Р., Казьмин А.В., Касьянов Н.М., Касперский Б.В., Липкес М.И., Мухин Л.К., Минхайров К.Л., Николаев Н.И., Ноздря В.И., Орлов Г.А., Рылов Н.И., Савенок О.В., Токунов В.И., Хабибуллин Р.А., Хейфец И.Б., Шарафутдинов З.З., Carl Gatlin, George R. Gray и другие.

Исследованиями в области технологических жидкостей заканчивания на углеводородной основе занимались такие отечественные и зарубежные ученые, как: Артамонов В.Ю., Ахметова В.М., Беляков А.Ю., Некрасова И.Л., Плешакова Е.В, D.J. Elder., D.J. Kelly, R. Lentz, D. McMillan и многие другие.

Ими предложены достаточно эффективные технико-технологические решения в области повышения качества освоения скважин. Однако, не решена задача качественного освоения скважин после бурения с применением буровых растворов на углеводородной основе в условиях низких забойных температур. В связи с этим, разработка состава углеводородной системы заканчивания скважин для данных условий является важной научно-технической задачей.

Объект исследования - бурение и освоение газовых и газоконденсатных скважин.

Предмет исследования - свойства бурового раствора на углеводородной основе и углеводородная система заканчивания скважин в условиях низких забойных температур.

Цель работы - повышение эффективности освоения скважин с низкими забойными температурами углеводородными системами заканчивания скважин.

Идея работы заключается в создании углеводородной системы заканчивания скважин - деструктора буровых растворов на углеводородной основе для условий низких забойных температур, состоящей из композиции нефтяного и природного растворителей.

Задачи исследования:

1. Научное обоснование и теоретическое подтверждение целесообразности использования комплексного подхода к подбору растворов на углеводородной основе и системы заканчивания скважин для повышения коэффициента извлечения газа на Чаяндинском нефтегазоконденсатном месторождении.

2. Исследование физико-механических свойств углеводородного бурового раствора на основе жирных кислот и их этиловых эфиров и изучение влияния

фракционного состава кольматанта на глубину проникновения фильтрата в поры коллектора разной проницаемости с учетом заданных аномально низких забойных температур.

3. Разработка углеводородной системы заканчивания скважин (раствора-деструктора) для эффективного механического и химического удаления буровых растворов на углеводородной основе из приствольной зоны продуктивного пласта.

4. Проведение опытно-промысловых испытаний разработанной углеводородной системы заканчивания на скважинах Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения.

Методология и методы исследования.

Работа выполнена в соответствии с существующими методиками проведения экспериментальных исследований, а также в соответствии со стандартами ГОСТ, ISO, API. Использованы методы математической статистики, включающие в себя планирование проведения экспериментов (полный факторный эксперимент), корреляционно-регрессионный анализ результатов исследований, выполненные в программном комплексе «STATISTICA 13.05.01».

Научная новизна:

1. Установлено, что глубина проникновения фильтрата в пласт в условиях низких забойных температур Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения определяется пластической вязкостью бурового раствора на основе производных жирных кислот и не зависит от дисперсности кольматанта в условиях неоднородности фильтрационно-емкостных свойств продуктивных интервалов.

2. Научно обоснован механизм растворения фильтрационной корки бурового раствора углеводородной системой заканчивания скважин за счет реакции сольватации жирных кислот неполярными растворителями (уайт-спирит и сульфатный скипидар), представленными легкими алканами и терпенами, что приводит к снижению температуры кристаллизации всей смеси

и препятствует их повторному затвердеванию в диапазоне температур от 8 до 12°С.

Теоретическая и практическая значимость заключается в повышении эффективности освоения скважин в условиях низких забойных температур за счет использования разработанной углеводородной системы заканчивания скважин, обеспечивающей восстановление фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта после бурения на углеводородных растворах, представленных жирными кислотами и их природными эфирами на Чаяндинском нефтегазоконденсатном месторождении.

Результаты теоретических и экспериментальных исследований внедрены в производство компании ООО «Химпром» (акт внедрения от 23.11.2021 г.), в учебный процесс кафедры бурения скважин Санкт-Петербургского горного университета и используются для подготовки студентов по направлению 21.03.01 «Нефтегазовое дело» (акт внедрения от 30.03.2022 г.).

Научные положения, выносимые на защиту:

1. Дифференциация продуктивных горизонтов Чаяндинского месторождения на два объекта вскрытия - высокопроницаемый ботоубинский

19 19 9 19

(3 10- -7 10- м) и среднепроницаемые хамакинский с талахским (0,02- 10- -

12 2

0,15- 10- м ) горизонты позволяет оценить влияние фракционного состава утяжелителя и физико-механических свойств РУО на формирование кольматационного экрана в призабойной зоне низкотемпературного газового пласта. Установлено, что понижение температуры менее 12 ° приводит к повышению пластической вязкости дисперсионной среды РУО и снижению влияния фракционного состава твердой фазы на глубину проникновения фильтрата в поры коллектора.

2. Разработанная углеводородная система заканчивания скважин на основе легких углеводородов: уайт-спирита и сульфатного скипидара в концентрациях по массе 75 и 25 % позволит очистить скважину от органической составляющей углеводородного бурового раствора,

представленного смесью жирных кислот и их природных эфиров более, чем на 80-85 % в диапазоне температур 8-12 °С.

Степень достоверности результатов исследования подтверждается проведением экспериментальных исследований по соответствующим зарубежным и отечественным стандартам на современном и сертифицированном оборудовании, достаточной сходимостью результатов исследований. Обработка экспериментальных исследований осуществлена с помощью методов математической статистики. Полученные результаты исследований апробированы на всероссийских и международных конференциях.

Апробация результатов. Основные положения и результаты диссертации докладывались и обсуждались на:

- 12-ой Российско-Германской сырьевой конференции (г. Санкт-Петербург; 2019 г.);

- Международной научно-практической конференции: «Экологически безопасные буровые и технологические жидкости - основа устойчивого развития ТЭК» (г. Санкт-Петербург, 2019 г.);

- Международной научно-практической конференции «Рассохинские чтения» (г. Ухта, 2021 г).

Личный вклад. Проведены исследования влияния низких температур в интервалах продуктивных пластов на технологические свойства растворов, используемых для бурения и заканчивания скважин с целью определения возможности повышения коэффициента извлечения газа на Чаяндинском НГКМ. Проведен анализ технологических мероприятий, определяющих качество вскрытия продуктивного горизонта. Выявлена основная причина снижения проницаемости призабойной зоны пласта, основанная на изменении пластической вязкости дисперсионной основы бурового раствора на основе производных жирных кислот с понижением забойной температуры. Разработан раствор-деструктор для очистки призабойной зоны пласта от органической составляющей РУО в условиях низких забойных температур. Получены

результаты лабораторных исследований применяемого бурового раствора на углеводородной основе и разработанного раствора-деструктора, а также его опытно-промысловые испытания. Научно обоснован механизм взаимодействия раствора-деструктора с фильтрационной коркой РУО, обеспечивающего снижение скин-фактора в условиях геолого-гидродинамического строения ботоубинского, хамакинского и талахского горизонтов.

Публикации. Результаты диссертационной работы в достаточной степени освещены в 6 печатных работах, в том числе в 2 статьях - в изданиях из перечня рецензируемых научных изданий, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертаций на соискание ученой степени кандидата наук, на соискание ученой степени доктора наук (далее - Перечень ВАК), в 3 статьях - в изданиях, входящих в международную базу данных и систему цитирования Scopus. Получено 1 свидетельство на программу для ЭВМ.

Структура работы.

Диссертация состоит из оглавления, введения, четырех глав, с выводами по каждой из них, заключения, списка литературы, включающего 11 6 наименований. Работа изложена на 120 страницах машинописного текста, содержит 37 рисунков, 25 таблиц, список сокращений и условных обозначений, 3 приложения.

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ БУРЕНИЯ И ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН

В УСЛОВИЯХ НИЗКИХ ЗАБОЙНЫХ ТЕМПЕРАТУР 1.1 Геологическая характеристика Чаяндинского нефтегазоконденсатного

месторождения

Восточная Сибирь является ресурсообеспечивающим районом Российской Федерации, на территории которого открыты довольно крупные месторождения: в Иркутской области - Ковыктинское газоконденсатное месторождение, Верхнечонское и Дулисминское нефтегазоконденсатные месторождения; в Красноярском крае - Юрубчено-Тохомское нефтяное и Собинское газовое месторождение, в Республике Саха (Якутия) - Талаканское нефтяное, Среднеботуобинское нефтегазовое месторождения, Средневилюйское, Среднетюнгское и Чаяндинское нефтегазоконденсатные месторождения.

Месторождения Восточной Сибири являются сложно-построенными объектами с аномально низкими пластовыми температурами и давлениями. На рисунке 1.1 [49] представлен график, иллюстрирующий термобарические условия нефтегазоконденсатных месторождений Восточной Сибири на примере Верхневилючанского, Тас-Юряхского, Талаканского и Чаяндинского месторождений.

Р, МПа 20 -

О г I I I I I -Ч 11 Г--Т-т

Рисунок 1.1 - Термобарические условия нефтегазоконденсатных месторождений

Восточной Сибири

На основе того, что объектом исследований является повышение эффективности бурения и освоения газовых и газоконденсатных скважин, рассмотрим более подробно геолого-стратиграфическую характеристику Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения. По результатам анализа объекта разработки и исследования технико-технологических решений строительства скважин определяется целесообразность и необходимость их применения и дальнейшего усовершенствования.

Месторождение расположено в Ленском районе республики Саха (Якутия) и является базовым для формирования Якутского центра газодобычи и ресурсной базой для газопровода «Сила Сибири» (рисунок 1.2 [29]).

Геология Чаяндинского НГКМ обладает специфическими особенностями, исследующимися более 40 лет. Геологический разрез района работ характеризуют нижнепротерозойские образования кристаллического фундамента и вендейские, кембрийские, юрские, четвертичные отложения осадочного чехла [5]. Основную роль в строении осадочного чехла играют терригено-карбонатные отложения венда и галогено-карбонатные образования кембрия.

КРАСНОЙ РСКИЙ

Р ! С Л У В Л И К А САХА

КРАЙ

Ноянидвннме месторождение

( Я К У 1 И I )

1

.СИЛА СИ£^

/

\

ч

Кшыишкое у месторождение'

4

(

I/

ИРКУТСКАЯ ОБЛАСТЬ

Рисунок 1.2 - Местонахождение Чаяндинского НГКМ на карте РФ

В своих работах Смирнов О.А., Давыдов О.В., Буракова О.В. и другие отечественные ученые утверждают, что продуктивные пласты, приуроченные к ботуобинскому, хамакинскому и талахскому горизонтам, характеризуются сложным строением природных резервуаров, пласты которых представлены неоднородностью фильтрационно-ёмкостных свойств (ФЕС), обусловленные динамикой условий осадконакопления (рисунок 1.3 [71]).

Рисунок 1.3 - Геологический разрез Чаяндинского месторождения Залежи ботоубинского продуктивного горизонта представляют собой мелко-среднезернистые, массивные песчаники, отлично отсортированные по площади залегания. Нижняя часть геологического разреза ботоубинского продуктивного горизонта характеризуется наличием переслаивающихся аргиллитов, песчаников и алевролитов. Выявлены замещения песчаников верхней части. Всего выделяется 12 залежей.

Хамакинский горизонт, в свою очередь, сложен в основном песчаниками мелко, средне-крупнозернистыми и имеет глубину залегания отложений 14901858 м. Границей раздела хамакинского горизонта от ботоубинского является пачка глинисто-алевролитовых непроницаемых пород толщиной 20-45 м [78]. Общее количество залежей составляет 16, при этом имеются тектонические и литологические осложнения в разной степени.

Талахский горизонт исследуемого месторождения представлен песчаниками мелко-крупнозернистыми, часто разнозернистыми с глубиной залегания залежей от 1249,2 м до 1448 м. Количество залежей составляет 13, по своему строению представляют собой пластовые ловушки, тектонически экранированные. На рисунках 1.4, 1.5 показаны схематические разрезы продуктивных горизонтов, где 1 - песчаники газонасыщенные с прослоями и линзами глинистых алевролитов, 2 - песчаники нефтенасыщенные с алевролитами, 3 - песчаники водонасыщенные с алевролитами, 4 - аргиллиты, 5 - глинистые доломиты, 6 - тектонические разломы [37, 77].

$ 274-01 ВОЗ вое В74 321-11 228-1 321-2 321-15

Рисунок 1.4 - 1-1 Схематический профильный разрез продуктивных горизонтов

Рисунок 1.5 - II-II Схематический профильный разрез продуктивных горизонтов По данным петрофизических исследований выявлено, что диапазон изменения коллекторских свойств ботоубинского горизонта обширный и

1С л

характеризуется пористостью от 26 % до 6000-10- м (рисунок 1.6 [78])

Рисунок 1.6 - Петрофизические свойства ботоубинского продуктивного горизонта с

числом определений «n»

Для хамакинского горизонта характерна пористость от 23% до единиц

1С л

процентов, а проницаемость составляет 4500 - 1,110- м (рисунок 1.7 [78])

Талахский горизонт, в свою очередь, имеет пористость 22^23% до единиц

15 2 15 2

процента и проницаемость - от 2000 10- м до 0,510- м (рисунок 1.8 [78]).

По данным промысловых данных о неоднородности ФЕС в отложениях продуктивных горизонтов, выявлено, что ботоубинский горизонт имеет наилучшую фильтрационную способность по сравнению с другими и является высокопроницаемым [18,19,20].

Проницаемость, мД

Рисунок 1.7 - Петрофизические свойства хамакинского продуктивного горизонта с числом

определений «п»

Проницаемость. мД

Рисунок 1.8 - Петрофизические свойства талахского продуктивного горизонта с

числом определений «п»

Чаяндинское НГКМ по своим запасам углеводородного сырья является крупным ресурсообеспечивающим месторождением нашей страны. Запасы газа,

газового конденсата и нефти подсчитаны объемным методом (Б1+Б2) по продуктивным залежам ботоубинского, хамакинского и талахского горизонтам. Основные газовые залежи находятся в ботоубинском и хамакинском продуктивных горизонтах.

Пластовый газ ботоубинского горизонта обладает уникальным многокомпонентным составом и представлен 85 % метана, 7 % этан-пропановой фракции и азотом. Углекислый газ, водород и гелий содержатся в небольшом количестве. Среднее содержание конденсата в пластовом газе

-5

составляет 16,2 г/см . Сероводород в газе отсутствует. Необходимо отметить, что в составе пластового газа присутствуют значительные объемы гелия, который нужно отделять от газа. Среднее содержание гелия составляет 0,44 % (мол) [36].

«Отложения продуктивных горизонтов существенно различаются по интенсивности засолонения пород, площади и разрезу. Колебание содержания водорастворимых солей, преимущественно галитов, в поровом пространстве пород как между отдельными пластами, так и в пределах одного пласта составляют от долей процента до 20-35 %. В отложениях ботуобинского горизонта в северной части месторождения, под пачкой нефтенасыщенных коллекторов, среднезернистых песчаников с пористостью 25 % и

-5

проницаемостью более 2 Д, из которой получен дебит нефти 26 м /сут, залегает слой практически полностью засолоненных низкопоровых среднезернистых песчаников [12, 71].

Большая часть разреза ботуобинского горизонта, вскрытого скважиной, представлена среднезернистыми песчаниками, имеющими из-за существенного засолонения (12-17 %) низкую пористость - менее 4 %, а находящаяся в нижней части горизонта пачка однородных алевролитов, высокопористых (1721 %), слабо засолонена, содержание солей в породах не превышает 1 %. Такая же картина отмечается в отложениях хамакинского горизонта. Неравномерность распространения засолоненных пород в ботуобинском и хамакинском

горизонтах характерна для разрезов всех исследованных скважин [55]. Для отложений талахского продуктивного горизонта в целом характерно незначительное содержание солей, в основном на фоновом уровне, от 0,2 до 1,5 %, изредка до 3 %. Лишь в единичных случаях встречаются тонкие слои с повышенным содержанием солей до 4-17 %» [22, 63].

«Изучение пород разрезов трех продуктивных горизонтов (ботуобинского, хамакинского и талахского) показало, что более интенсивному засолонению преимущественно подверглись слои (пачки), сложенные грубозернистыми плохо отсортированными разностями обломочных пород: разнозернистыми, средне-крупнозернистыми, крупнозернистыми песчаниками с примесью гравелитовой фракции. Содержание водорастворимых солей в них колеблется от 5 до 20-35 %. Пористость засолоненных пород составляет от первых единиц процентов (и даже долей процента) до 8 %, редко более 10 %. Высокопористые разности, представленные алевролитами, мелкозернистыми песчаниками, алевропесчаниками, средне-мелкозернистыми песчаниками, засолонены в меньшей степени - содержание солей в основном составляет от первых долей процента до 1,2 % [14]. Изредка в некоторых скважинах встречаются прослои, представленные мелкозернистыми песчаниками и алевролитами, степень засолонения которых достаточно высока. Так, в ботуобинском горизонте наблюдается чередование прослоев мелкозернистых песчаников с высоким (612 %) и низким (1-3 %) содержанием солей. Засолонение снижает ФЕС пород. Как правило, породы при существенном засолонении (более 5 %) имеют низкие значения открытой пористости - от первых единиц до 8-10 %» [63].

1.2 Исследования осложнений при бурении скважин в условиях распространения солевых отложений, низких пластовых температур и давлений в интервалах вскрытия продуктивных пластов

Строительство скважин на Чаяндинском нефтегазоконденсатном месторождении сопряжено с различными трудностями, возникающими из-за

сложного горно-геологического строения продуктивных залежей. Месторождение сложено солевыми отложениями и, как следствие этого, проводка скважин в таких условиях вызывает ряд колоссальных трудностей: образование каверн и уступов, потеря устойчивости ствола скважины, поглощение буровых растворов, газопроявления и др. Одним из распространенных осложнений в трещиноватых породах является поглощение бурового раствора, что в конечном итоге, приводит к снижению проницаемости пород и загрязнению коллектора.

Строительство скважин в условиях неустойчивых пород неизбежно связано с осложнениями в виде затяжек бурового инструмента при спуско-подьемных операциях (СПО). Ликвидация такого рода трудностей достигается путем полного учета всех геолого-технических условий скважин разрабатываемого месторождения, оказывающих огромное влияние на сохранение баланса давлений в стволе и напряжения на стенках скважины [90,91, 113]. Необходимо принять во внимание, что достигаемая степень очистки промывочной жидкостью ствола скважины от остатков выбуренной породы в наклонно-направленных и горизонтальных участках скважины, является неотъемлемым фактором. При неравномерном выносе частиц шлама или их накоплении на нижней стенке скважины происходит сужение ствола скважины, усиливая депрессию на пласты и стенки скважины за счет эффекта свабирования при подъеме инструмента [17, 25, 41]. Релаксация депрессии может составлять от нескольких минут до часа и даже более. Важно отметить, что эффект воздействия на пласты и стенки зависит не только от значения депрессии, но и от продолжительности ее воздействия [7, 57, 112]. Благодаря этому, проводка скважин может быть осложнена обвалами пород, а также проявлениями пластового флюида и др. Спуск бурового инструмента в таких условиях приводит к увеличению репрессии в скважине, происходит так называемый эффект поршневания, в результате чего происходит гидроразрыв пласта и, как следствие этого, поглощение промывочной жидкости.

Геология каждого месторождения уникальна и требует повышенного внимания к выбору промывочной жидкости, которая в дальнейшем будет способствовать успешной проводке скважин, ликвидируя такие основные осложнения в процессе бурения, как осыпи, растворение и размыв горных пород. Данный тип осложнений присущ и Чаяндинскому НГКМ. В результате промысловых исследований выявлено, что из-за сложного геологического строения месторождения, сложенного трещиноватыми неустойчивыми породами, происходит их физико-химическое взаимодействие с фильтратом бурового раствора, приводящее к набуханию пород и созданию расклинивающих усилий из-за глубокого проникновения частиц твердой фазы в поры и трещины пласта.

Чаяндинское НГКМ является сложно-построенным объектом и на основе анализа работ по вторичному вскрытию продуктивных интервалов, выполненных в 2009-2013 годах, выявлен малый приток газа, учитывая тот факт, что геофизические исследования скважин указывают на прекрасные фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов, которые могут обеспечить промышленные дебиты [8, 13]. Причиной может являться влияние множества технологических факторов при вскрытии и опробовании продуктивных пластов. Следует отметить, что аномальные термобарические условия Чаяндинского НГКМ и состав пластового газа способствуют образованию газовых гидратов в призабойной зоне пластов-коллекторов. Для ликвидации данного процесса необходимо применять минерализованные буровые растворы, однако, это приводит к увеличению плотности промывочных

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Будовская Маргарита Евгеньевна, 2022 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Агабальянц, Э.Г. Промывочные жидкости для осложненных условий бурения / Э.Г. Агабальянц. - М.: Недра, 1982. - 184 с.

2. Ангелопуло, О.К. Буровые растворы для осложненных условий / Ангелопуло О.К., Подгорнов В.М., Аваков В.Э. - М.: Недра, 1988. - 135 с.: ил.

3. Артамонов, В.Ю. Современные представления о формировании кольматационного слоя и фильтрационной корки / В.Ю. Артамонов, С.Р. Ганиев, Ю.С. Кузнецов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2015. №5. С. 29-32.

4. Ахмадеев, Р.Г. Химия промывочных и тампонажных жидкостей / Р.Г. Ахмадеев, В.С. Данюшевский. - М.: Недра, 1981. - 152 с.

5. Ахметова, В.М. Новые эффективные химические деструкторы для ликвидации полимерного загрязнения (блокад) пласта при первичном вскрытии и капитальном ремонте скважин / В.М. Ахметова // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2011.№ 6 . - С. 35-37.

6. Банникова, О.Ю. Совершенствование технологии приготовления и применения буровых растворов на основе сухих полимерных смесей. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, Уфа. -2015. - 200 с.

7. Басарыгин, Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин / Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. - М.: Недра, 2000. - 680 с.

8. Бергенов, С.У Методика оценки ожидаемых запускных дебитов горизонтальных скважин на примере газоконденсатных месторождений / Бергенов С.У, Чернова О.С., Зипир М.Г. // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2020. Т. 331. No 3. 207-212. 2.

9. Будовская, М.Е. К вопросу формирования кольматационного экрана при бурении скважин с применением бурового раствора на углеводородной основе в условиях месторождений Восточной Сибири / Будовская М.Е.,

Двойников М.В., Блинов П.А., Камбулов Е.Ю., Минибаев В.В. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.-2022.- №3.-С.29-34.

10. Булатов, А.И. Справочник по промывке скважин / А.И. Булатов, А.И. Пеньков, Ю.М. Проселков. - М.: Недра, 1984. - 247 с.

11. Булатов, А.И. Буровые промывочные и тампонажные растворы: Учеб. пособие для вузов. - М.: Недра, 1999. - 424 с.

12. Бурова, И.А. Палеогеографические реконструкции венд-нижнекембрийских карбонатных отложений западного склона северной части Непско-Ботуобинской антеклизы // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2014. Т. 9. №. 4. С. 9-19.

13. Буслаев, В.Ф. Строительство скважин на Севере / В.Ф. Буслаев, С.А. Кейн, Ю.Л. Логачев. - Ухта, 1986. - 128 с.

14. Воробьев, В.С. Причины засолонения терригенных пород в пределах Верхнечонского месторождения (Восточная Сибирь) / Воробьев В.С., Клиновая Я.С. // Газовая промышленность. 2017. № 4. С. 36-42.

15. Глущенко, В.Н. Обратные эмульсии и суспензии в нефтяной промышленности / В.Н. Глущенко - М.,: Интерконтакт Наука, 2008. - 725 с.

16. Городнов, В.Д. Буровые растворы: учебное пособие / В.Д. Городнов. - М., Недра, 1985. - 131 с.

17. Городнов, В.Д. Физико-химические методы предупреждений осложнений в бурении / В.Д. Городнов. - 2-е изд. перераб. и дополн. - М.: Недра. - 1984. - 225 с.

18. ГОСТ 33697-2015. Растворы буровые на углеводородной основе. Контроль параметров промысловых условий.

19. ГОСТ 26450.1-85 - <<Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением».

20. ГОСТ 26450.2-85 - <<Породы горные». Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации».

21. Грей, Дж.Р. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): пер. с англ. / Дж.Р. Грей, Г.С.Г. Дарли. - М.: Недра, 1985. - 509 с.

22. Давыдов, А.В. Чаяндинское месторождение - проект внедрения новых технологий в Восточной Сибири / А.В. Давыдов, А.В. Погрецкий, О.А. Смирнов и др. // Вестник ПНИПУ Геология. Нефтегазовое и горное дело. -Пермь: ПНИПУ, 2017. - №2. - C. 113-128.

23. Двойников, М.В. Исследование реологии растворов на углеводородной основе в зависимости от их компонентного состава / Двойников М.В., Николаев Н.И., Нуцкова М.В., Будовская М.Е., Сидоров Д.А. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2020. - №10. - С.25-28.

24. Дедусенко, Г.Я. Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы / Г.Я. Дедусенко, В.И. Иванников, М.И. Липкес. - М.: Недра. - 1985. - с. 230.

25. Есьман, Б.И. Термогидравлика при бурении скважин. - М.: Недра, 1982. - 247 с.

26. Живаева, В.В. Модель для расчета радиуса проникновения фильтрата бурового раствора при вскрытии пласта / Живаева, В.В., Никитин В.И. // Современные наукоемкие технологии. - 2016. - № 6-2. - С. 250-254.

27. Заворотный, В.Л. Современные эмульсионные буровые растворы на углеводородной основе. / В.Л. Заворотный, А.В. Заворотный, С.Н. Шишков, В.Н. Кошелев // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. / НП «Национальный институт нефти и газа», 2004 г., №3-4, - с. 73-78.

28. Ивачев, Л.М. Промывочные жидкости и тампонажные смеси. М.: Недра, 1987.

29. Исламов, Х.М. Влияние буровых растворов на изменение фильтрационно- емкостных свойств пород / Х.М. Исламов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2015. №6. С. 18-20.

30. Ишбаев, Г.Г. Применение фракционного карбоната кальция в составе инвертно-эмульсионного бурового раствора для снижения загрязнения продуктивных пластов / Г.Г. Ишбаев, М.Р. Дильмиев // Бурение и нефть. 2012. №3. C.40-43

31. Касперский, Б.В. Разработка и исследование бурового эмульсионного раствора. // Б.В. Касперский, С.Н. Шишков, Н.М. Касьянов, Д.Л. Мухин, И.З. Файнштейн, С.А. Домашенко / Нефтяное хозяйство, 1992, - №3, -с. 5-6.

32. Касперский, Б.В. Промышленные испытания бурового раствора Эмульгар. // Б.В. Касперский, С.Н. Шишков, Н.М. Касьянов, Д.Л. Мухин, И.З. Файнштейн, С.А. Домашенко / Нефтяное хозяйство, 1992. - №7. - с. 34-36.

33. Кистер, Э.Г. Химическая обработка буровых растворов / Э.Г. Кистер. - М.: Недра, 1972. - 392 с.

34. Коваль, М.Е. Влияние способов приготовления растворов на углеводородной основе на их основные параметры / М. Е. Коваль // Научно-технический ежемесячный журнал «Нефть. Газ. Новации». 2020. № 3. С. 30 -36.

35. Кравчук, М.В. Обоснование и разработка технологических параметров бурового раствора на углеводородной основе для бурения наклонно-направленных скважин гидромониторными долотами. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, Ухта. - 2017. - 122 с.

36. Крючков, В.Е. Перспективы увеличения разведанных запасов углеводородов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения / Крючков В.Е., Пензин А.А. // Научно-технический сборник - Вести газовой науки. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2016. - №1 (25). - C. 34-39.

37. Крючков, В.Е. Литолого-фациальные и геодинамические условия формирования вендских отложений Чаяндинского месторождения / Крючков В.Е., Медведев А.Г. // Научно-технический сборник - Вести газовой науки. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2012. - №3 (25). - C. 202-207.

38. Крылов, В.И. Современные технологические жидкости для заканчивания и капитального ремонта скважин. Часть 1 / В.И. Крылов, В.В. Крецул, С.В. Меденцев // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море. 2015. №1.С. 36-44.

39. Леушева. Е.Л., Разработка и методика оценки влияния поверхностно-активных веществ в составе буровых растворов на разрушение горных пород / Е.Л. Леушева, Н.И. Николаев // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2013. - №3, с. 16-21

40. Липкес, М.И. Промышленные испытания термостойкой инвертной эмульсии при бурении скважин в объединении «Ставропольнефтегаз» / М.И. Липкес, Ю.В. Барановский, В.К. Челомбиев и др. // Бурение. 1976. - №9. -с. 17-20.

41. Литвиненко, В.С. Методика определения параметров режима бурения наклонно - прямолинейных участков скважины винтовыми забойными двигателями / В.С.Литвиненко, М.В. Двойников // Записки Горного института. 2020. Т.241. С.105-112.

42. Михеев В.Л. Технологические свойства буровых растворов / В.Л. Михеев. - М.: Недра. - 1979. - 246 с.

43. Мухин, Л.К. Буровые растворы на углеводородной основе для бурения в осложненных условиях и вскрытия продуктивных пластов. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук, МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, М. - 1971. - 300 с.

44. Мухин, Л.К. Экологические аспекты применения буровых растворов на углеводородной основе // Л.К. Мухин, В.Л. Заворотный, Л.А. Травникова, М.А. Ропяная, Н.И. Ефимов, Б.В. Касперский, С.Н. Шишков / Проблемы строительства нефтяных и газовых скважин: Тезисы докладов к Всесоюзной конференции Краснодар, 1990, с. 39-40.

45. Мухин, Л.К. Влияние известково-битумных растворов (ИБР) на устойчивость глинистых пород / Л.К. Мухин, В.М. Соловьев. Реф.инф. сер. <<Бурение газовых и морских нефтяных скважин», М., - 1981, вып.1. - с.16-23.

46. Мухин, Л.К. Опыт применения обратной эмульсии, стабилизированной железными мылами окисленного петралатума / Л.К. Мухин, В.Д. Ягодин, Г.Ф. Горшков и др. // Бурение. 1978. - №11. - с. 15-17.

47. Некрасова, И. Л. Совершенствование критериев оценки качества буровых растворов на углеводородной основе в зависимости от горногеологических условий их применения // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология, нефтегазовое и горное дело. - 2018. - Т. 18. - №. 2.

48. Некрасова, И.Л. Аспекты экологической и промышленной безопасности применения технологических жидкостей на неводной основе в процессах строительства и освоения скважин //Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2018. - Т. 18. - №. 1. - С. 41-52

49. Некрасова, И.Л. Совершенствование технологии первичного вскрытия и освоения терригенных коллекторов //Нефть. Газ. Новации. - 2019. -№. 1. - С. 6-10.

50. Нестеренко, И.С. Применение инвертных эмульсионных растворов для совместного вскрытия солевых и подсолевых отложений/ Нестеренко, И.С., Ананьев А.Н., Липкес М.И. // Бурение. - 1977. - №6. - с. 29-32.

51. Нечаева, О.А. Разработка кольматирующего материала для ликвидации поглощений бурового раствора //Нефть. Газ. Новации. - 2020. - №. 1. - С. 17-19.

52. Никитин, В.И. Методика проведения эксперимента по определению насыщенности фильтратом промывочной жидкости образца кернового материала / Никитин В. И., Нечаева О. А., Камаева Е. А. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2020. - №. 10. - С. 14-16.

53. Никитин, В.И. Анализ результатов эксперимента по определению насыщенности фильтратом промывочной жидкости образца кернового материала / Никитин В. И., Нечаева О. А., Мозговой Г. С. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2021. - №. 2. - С. 11-13.

54. Никитин В.И. Влияние подвижности фильтрата буровой промывочной жидкости на глубину его проникновения в нефтенасыщенный пласт // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2021. - №. 11. - С. 29-31.

55. Нигаматов, Ш.А. Прогноз зон засолонения песчаников ботуобинского горизонта на примере Чаяндинского месторождения (Восточная Сибирь) / Ш.А. Нигаматов, Л.Р. Исмагилова, Бощенко А.Н. // PROНЕФТЬ. 2019. № 3(13). С. 35-40.

56. Николаев, Н.И. Результаты исследований и эффективность применения комплексной технологии химической обработки призабойной зоны пласта / Н.И. Николаев, А.В. Шипулин, К.С. Купавых // Территория нефтегаз. 2015. №4. С. 79-83.

57. Нифантов, В.И. Особенности освоения нефтяных и газовых скважин в различных горно-геологических условиях / В.И. Нифантов, Е.В. Мельникова, С.А. Мельников // М.: Газпром ВНИИГАЗ. 2012. 38 с.

58. Ноздря, В.И. Система бурового раствора «Полиэконол Флора» для Чаяндинского НГКМ / Ноздря, В.И., Мазыкин, С.В., Царьков, А.Ю., Полищученко, В.П., Скотнов, С.Н., Мязин, О.Г., Бержец, М.С. // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. - 2016. - №. 2. - С. 17-19.

59. Овчиников, В.П. Буровые промывочные жидкости / В.П. Овчиников, Н.А. Аксенов. Тюмень: Изд-во Нефтегазовый университет, 2008. - 309 с.

60. Овчинников, В.П. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: учебник для студентов вузов/ Овчинников В.П., Двойников М.В., Оганов А.С., Симонянц С.Л. - т. 1 - Тюмень: ТюмГНГУ, 2014. - с. 536-554.

61. Оганов, С.А. Технология бурения наклонно-направленных скважин с

большим отклонением забоя от вертикали / С.А. Оганов, Г.С. Оганов. - М.: ВНИИОЭНГ, 2008. - 219 с.

62. OCT 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях».

63. Орлов, Г. А. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче / Г. А. Орлов, М.Ш. Кендис, В.Н. Глущенко - М.: Недра, 1991, - 225 с.

64. Патент RU 2208034 С1, МПК С09К8/36 Буровой раствор на углеводородной основе / И.И Клещенко, А.К. Ягафаров, А.У Шарипов, В.Г. Матюшов Опубл. 10.07.2003, Бюл. № 19.

65. Патент RU 2208035 С1, МПК С09К7/06 Буровой раствор на углеводородной основе / Я.М. Курбанов, Ю.Ф.Логинов, A.A. Хайрулин, В.Г. Матюшов Опубл. 10.07.2003, Бюл. № 19.

66. Патент RU 2200753 С1, МПК С09К7/06 Реагент для инвертных эмульсионных растворов / Г.С. Поп, В.М. Кучеровский, A.C. Зотов, А.Н. Ковалев. Опубл. 20.03.2003.

67. Патент RU 2162874 С2, МПК С09К7/06 Буровой раствор / Б.А. Андрессон, Г.П. Бочкарев, Г.С. Рамазанов, P.M. Гилязов . Опубл. 02.10.2001.

68. Патент RU 2445337 C1, МПК C09K 8/32 Буровой раствор на углеводородной основе / Гайдаров М. М. Р., Шарафутдионов З. З., Хуббатов А. А. Опубл. 20.03.2012.

69. Патент RU 2534286 C1, МПК C09K 8/12 Буровой раствор для заканчивания, освоения и капитального ремонта скважин в терригенных коллекторах / Гайдаров, М. М. Р., Хуббатов, А. А., Гайдаров, А. М., Богданова, Ю. М. Опубл. 27.11.2014.

70. Петров, Н.А. Эмульсионные растворы в нефтегазовых процессах / Н.А. Петров. - М.: Химия, 2008. - 439 с.

71. Поляков, Е.Е. Проблемы определения коэффициента проницаемости по геофизическим исследованиям скважин для сложно-построенных коллекторов вендского периода Чаяндинского нефтегазоконденсатного

месторождения на этапе эксплуатационного бурения / Е.Е. Поляков, И.В. Чурикова, Е.А. Пылев, Ю.М. Чуриков, Е.О. Семенов, А.В. Симонов // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 10. С. 30-41.

72. Протодьяконов, М.М. Методика рационального планирования экспериментов / М.М. Протодьяконов, Р.И. Тедер. - М.: Наука, 1970. - 76 с.

73. Ребиндер, П.А. Физико-химические принципы применения поверхностно-активных веществ в химической и нефтяной промышленности / П.А. Ребиндер. - Киев: Наукова Думка, 1971. - 188 с.

74. Резниченко, И.Н. Приготовление, обработка и очистка буровых растворов / И.Н. Резниченко. М.: Недра. - 1982. - 234 с.

75. Резниченко, И.Н. Утяжеление буровых и тампонажных растворов / И.Н. Резниченко, А.И. Булатов, С.А. Рябоконь. - М.: Недра, 1988. - 286 с.

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

77. Рыжов, А.Е. Уточнение геологической модели Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения / А.Е. Рыжов, А.И. Крикунов, Л.А. Рыжова, Н.Ю. Канунникова // Вести газовой науки. - М.: Газпром ВНИИГАЗ. 2011. №1 (6). C. 132-145.

78. Рыжов, А.Е. Типы и свойства терригенных коллекторов венда Чаяндинского месторождения // Вести газовой науки: Актуальные вопросы исследования пластовых систем месторождений углеводородов. 2013. № 1 (12). С. 145-160.

79. Рязанов, А.Я. Энциклопедия по буровым растворам / А.Я. Рязанов. -Оренбург: Летопись, 2005. - 664 с.

80. Рябоконь, С.А. Утяжелители для буровых растворов и технология их применения / С.А. Рябоконь. - М.: Недра, 1981. - 239 с.

81. Свидетельство №. 2021612540. Российская Федерация. Программа для определения допустимой плотности бурового раствора и массы

утяжеляющего материала в нем для обеспечения безаварийной проводки скважин: № 2021611606: заявл. 15.02.2021: опубл. 19.02.2021/ Двойников М.В., Будовская М.Е., Фиалковский И.С. заявитель СПГУ - 1 с.

82. Тирон, Д.В. Совершенствование технологии эмульсионных растворов для бурения скважин в условиях повышенных забойных температур. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, Ухта. -2017.- 200 с.

83. Токунов, В.И. Гидрофобно-эмульсионные буровые растворы / В.И. Токунов, И.Б. Хейфец - М.: Недра, 1983, - 166 с.

84. Уляшева, Н.М. Технология буровых растворов: учеб. Пособие; в 2ч.; ч. 1 / Н.М. Уляшева. - Ухта: УГТУ, 2008. - 164 с., ил.

85. Хуббатов, А. Формирование технологических свойств углеводородных растворов / Хуббатов, А., Шарафутдинов, З.З., Гайдаров, М.М.Р. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2010. - №. 8. - С. 28-31.

86. Чубик, П.С. Квалиметрия буровых промывочных жидкостей. Томск: Изд-во НТЛ, 1999.

87. Чудновская, А.В. Экологическая безопасность применения инвертно-эмульсионных буровых растворов на базе растительных масел / Чудновская А. В., Хасанов Р. М., Валиев Р. Р. // Сетевое издание ^Нефтегазовое дело». - 2016. - №. 6. - С. 70-80.

88. Шишков, С.Н. Буровые растворы на неводной основе. Проблемы, перспективы развития и область применения. / С.Н. Шишков, В.Н. Кошелев, В.С. Шишков, В.Л. Заворотный // Специализированный журнал <<Бурение и нефть». - 2008 г. - №3 - С. 26-29.

89. Шишов, А.М. Влияние вязкостных характеристик фильтрата бурового раствора на формирование призабойной зоны пласта / Шишов А.М., Уляшева Н.М. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2021. - №. 8. - С. 33-37.

90. Юртаев, С.Л. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. В 4-х ч./ Юртаев С.Л., Турицына М.В., Леушева Е.Л., Аминев М.Х. -Нижневартовск: Изд-во НВГУ, 2014.

91. Beloglazov, I. I. Modeling of Heavy-Oil Flow with Regard to Their Rheological Properties / Beloglazov I. I., Morenov V. A., Leusheva E. L., Gudmestad O. T. // Energies. № 14.V 2. 2021. pp. 1 - 1523.

92. Behrens, S. Oil-coated bubbles in particle suspensions, capillary foams, and related opportunities in colloidal multiphase systems // Current Opinion in Colloid & Interface Science. 2020. volume 50. pp. 101384

93. Blinov, P. A. Influence of mud filtrate on the stress distribution in the row zone of the well / Blinov, P.A., Dvoynikov, M.V., Sergeevich, K.M., Rustamovna, A.E. // International Journal of Applied Engineering Research, Vol. 12, No. 15, (2017), 5214-5217.

94. Broni-Bediako E. Effects of Drilling Fluid Exposure to Oil and Gas Workers Presented with Major Areas of Exposure and Exposure Indicators / E. Broni-Bediako, R. Amorin // Research Journal of Applied Sciences, Engineering and Technology 2(8): 710-719, 2010

95. Dvoynikov, М. New Concepts of Hydrogen Production and Storage in Arctic Region / Dvoynikov, М, Buslaev,G., Kunshin A., Sidorov D., Kraslawski, A., Budovskaya, M. // Resources. 2021. Vol.10. Iss. 1. No3. DOI: 10.3390/resources10010003.

96. Dvoynikov, M.V. Analysis of incident causes while directional and horizontal wells drilling / Dvoynikov, M.V., Blinov, P.A. // International Journal of Applied Engineering Research, Vol. 11, No. 20, (2016), 10039-10042.

97. Dvoynikov M. V. Development of a hydrocarbon completion system for wells with low bottomhole temperatures for conditions of oil and gas fields in Eastern Siberia / Dvoynikov M. V., Budovskaya M.E. // Journal of Mining Institute. 2022. https://doi.org/10.31897/PMI.2022.4

98. Gatlin, C. Petroleum Engineering. Drilling and well completions. - USA, 1960. - 341 p.

99. Gray, G.R. Composition and Properties of Oil Well Drilling Fluids. Fourth Edition/ G.R. Gray, H.C.H. Darley. - Gulf Publishing Company: Houston, Texas, 1981 - 336 p.

100. Gizatullin, R.R. Development of detergent for drilling muds while directional drilling / R.R. Gizatullin, M.E. Budovskaya, M.V. Dvoynikov // Advances in Raw Material Industries for Sustainable Development Goals. - 2020. -P.309-313.

101. Jha, P.K. Study the rheological and filtration properties of oil-in-water emulsion for its application in oil and gas well drilling / Jha, P.K., Mahto, V., Saxena, V.K. // J. Pet. Engg. Technol. No.3. 2013 - pp. 25-30.

102. Kambulov, E.Yu. Issue of drilling fluids services in the context of import substitution / Kambulov, E.Yu, Myazin, T.O. // Neftyanoe Khozyaystvo - Oil Industry. 2017. vol. 9. pp. 76-81.

103. Kupavikh, K.S. Ecological features of oil well repair at low-permeability reservoir / Kupavikh, K.S., Nutskova, M.V. // International Journal of Applied Engineering Research, Vol. 11, No. 11, (2016), 7505-7508.

104. Litvinenko, V. The Role of Hydrocarbons in the Global Energy Agenda: The Focus on Liquefied Natural Gas // Resources. 2020. 9(5):59.

105. LI, J. A new type of whole oil-based drilling fluid / LI J., YANG P., GUAN J., SUN Y., KUANG X., CHEN Sh. // Petroleum Exploration and Development, 2014, 41(4): 538-544 p.

106. Mardashov, D.V. Specifics of well killing technology during well service operation in complicated conditions / D.V. Mardashov, Sh.R. Islamov, Yu.V. Nefedov // Periodico Tche Quimica. - 2020. Vol. 17. No. 34. pp. 782-792.

107. Morenov, V. Development of drilling mud solution for drilling in hard rocks / V. Morenov, E. Leusheva // International Journal of Engineering, Transactions A: Basics 2017: 30(4), pp. 620-626.

108. Nutskova, M.V. Improving energy efficiency in well construction through the use of hydrocarbon-based muds and muds with improved lubricating properties / Nutskova M.V., Dvoynikov M.V., Budovskaya M.E., Sidorov D.A., Pantyukhin A.A. //Journal of Physics: Conference Series. - 2021. - 1728(1), 012031.

109. Islamov, Sh.R. Complex algorithm for developing effective kill fluids for oil and gas condensate reservoirs / Sh.R. Islamov, A.V. Bondarenko, G.Yu. Korobov and others // International Journal of Civil Engineering and Technology. 2019. Vol. 10. No. 1. pp. 2697-2713

110. Hossain, M.E. Fundamentals of Sustainable Drilling Engineering / Hossain M.E., Al-Majed A.A. - Canada: Scrivener Publishing LLC, 2015. - c.755.

111. Okesanjo, O. Structure-Property Relationship in Capillary Foams / O. Okesanjo, J. Meredith, S. Behrens // Langmuir : the ACS journal of surfaces and colloids. 2021. volume 37.

112. Savenok, O. Improving well construction efficiency in the context of drilling a wellbore and a pay zone: Primary and secondary drilling / O. Savenok, A. Arutyunyan, E. Petrushin // Journal of Mechanical Engineering Research & Developments (JMERD). 2018. №. 2. PP. 28-30.

113. Sidorkin, D.I. Justification on choosing screw pumping units as energy efficient artificial lift technology / Sidorkin D.I., Kupavykh K.S.// Energetika. Proceedings of CIS Higher Education Institutions and Power Engineering Associations.2021.VOL. 64 (2), pp. 143-151.

114. Stamatakis, E. Meeting the Ultrahigh-Temperature/Ultrahigh-Pressure fluid challenge / Stamatakis, E., Young, S., Stefeno, G.D. // SPE 153709, in SPE Oil and Gas India Conference and Exhibition, Mumbai, 28-30 March 2012, (2012).

115. Tashbulatov, R.R. Modeling rheological properties of thixotropic oils at direct measurements on a rotary viscometer for evaluating the start-up modes of the trunk oil pipeline / R.R. Tashbulatov, R. Karimov, A. Valeev, B.N. Mastobaev // Neftyanoe khozyaystvo - Oil Industry. 2020. volume 4.pp. 80-84.

116. Wagle, V. "Designing Invert Emulsion Drilling Fluids for HTHP Conditions/ Wagle, V., Al-Yami, A. S., AlSafran, A. // Society of Petroleum Engineers, (2018).

ПРИЛОЖЕНИЕ А СВИДЕТЕЛЬСТВО О ГОСУДАРСТВЕННОЙ РЕГИСТРАЦИИ

ПРОГРАММЫ ДЛЯ ЭВМ

ПРИЛОЖЕНИЕ Б АКТ ОБ ИСПОЛЬЗОВАНИИ МАТЕРИАЛОВ ДИССЕРТАЦИИ

АКТ

об использовании результатов кандидягекой диссертации Будовской Маргариты Евгеньевны по научной специальности 25.00. t5 Технологии бурения и освоения скважнЕг

Рабочая комиссия ООО «Хнмпром» и составе: ! 1редседнтель: генсрш1ъгтьтй директор - Мннибасв Б. В. Члены комиссии:

испол нительный директор Кузнецов О. А,

начальник отдела по инновациям и разработкам Кожевников Р. О., начальник лаборатории МИР Маш аров М Т.

составили настоящий акт о том, что результаты диссертации на тему: ((Обоснование и разработка углеводородной системы заканчивали* скважин б уело видя низких забойных темпера/ур (на примере Чаяндинского нефтетэоковдеиЕасгаогр месторождения)», представленной на соискание ученой степени кандидата технических наук, использованы и внедрены в производственную деятельность ООО «Химиром» при рипуске химических компонентов л«кого углеводородного растворителя с виде рекомендаций к применению на скважинах, где бурение осуществляется инвертно-змуЛьсиошшмн буровыми расчворими ¡та основе пронзьодных жирных кислог.

Использование указанных результатов позволяет повысить коэффициент газоизвлечения на скважина* Восточной Сибири в условия* низких забойных температур (8-12"С) и провести качественную очистку от органической составляющей инвертно-омульеионных бурових растворов. Результаты внедрялись при выполнении ОПР:

ИНН/КПП S91 fit)14057/БЭ0301001 Р/с4010529130001125Филилл *Н и »¡ei О|)одс:ки й » Ad иальфа банк» г,Н-Воегородк/сзттзШфооооосям [¿hko^zoiezj

ХИМПРОМ

ООО гХимирама

юр. эдрк: 614042, г, 1ернь,уп.К*равогргдсыя,д_ II мцчг, ¡¡дпес: 61 +042, г, Пермь, ул. Кировигу^я^ксч. д. 13 телУф^ис:(341)ИЪ D2 Ой, J85 65 60 e-rnail: infc(3hiinprcim-^r(Hjp.iij wwwJiimpra(iv^tt)(mj

Минибаев Н. Н

ПРИЛОЖЕНИЕ В АКТ ОБ ИСПОЛЬЗОВАНИИ МАТЕРИАЛОВ ДИССЕРТАЦИИ

Настоящим актом подтверждается внедрение результатов диссертационного исследования Ьудонекон Маргариты Евгеньевны на тему: «Обоснование и разработка углеводородной системы заканчивали* скважин в условиях низких забойных температур (на примере Чая ндн не кого иефтегазоконденсатного месторождения)», представленной на соискание ученой степени кандидата технических наук по специальности 25,00.15 - Технология бурения и освоения скважин в учебный процесс федерального государственно го бюджетного образовательного учреждения высшего образования «СанюЧ 1етербургский горний университет»,

Разработанная автором программа для ЭВМ «Г7р01рамма для определения допустимой плотности бурового раствора и массы утяжеляющего материала в нем для обеспечения безаварийной прОвОДКИ скважин» внедрена в учебный процесс кафедры бурения скважин при изучении дисциплины «Буровые и тампон ажные растворы», читаемой студентам по направлению подготовки 2J ,03,01 - Нефтегазовое дело,

В ходе занятии студенты проводят лабораторные исследования по изучению физико-механических свойств буровых и тампонажньгх растворов по утвержденным методикам и н соответствии со стандартами ГОСТ, ISO, API, Разработанная Будовекой М,Е. программа для ЭВМ помогает определить градиент пластового давления, градиент обрушений горной породы, градиент поглощений, а также подобрать допустимую плотность бурового раствора и необходимую массу утяжелителя в нем для обеспечения безаварийного бурения.

Декан нефтегазового

¡оййеяте л ьности

ййг

экитета

'. Петраков

2022 г.

АКТ ВНЕДРЕНИЯ регулы а? о fe диссертационного исследования

факультета, к.т.н., доц.

Заведующий кафедрой буре кия скважин, д.т.н., проф.