Разработка комплекса технологий по заканчиванию и ремонту газовых и газоконденсатных скважин, направленных на сохранение естественной проницаемости продуктивного пласта тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.15.10, доктор технических наук Гасумов, Рамиз Алиджавад оглы

• Гасумов, Рамиз Алиджавад оглы
• доктор технических наук
• 1999

Оглавление диссертации доктор технических наук Гасумов, Рамиз Алиджавад оглы

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ИССЛЕДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКА ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ В УСЛОВИЯХ РАВНОВЕСИЯ (ДЕПРЕССИИ) В СИСТЕМЕ "СКВАЖИНА-ПЛАСТ"

1.1. Влияние промывочной жидкости на коллекторские свойства продуктивного пласта при его первичном вскрытии

1.2. Пути повышения качества вскрытия продуктивных пластов в условиях АНПД

1.3. Совершенствование составов промывочных жидкостей для вскрытия продуктивных пластов

1.3.1. Разработка буровых растворов на углеводородной основе

1.3.2. "Чистые" промывочные жидкости

1.3.3. Применение наполнителей в буровых растворах при вскрытии поглощающих пластов

1.4. Повышение качества вскрытия продуктивных пластов перфорацией

1.4.1. Вскрытие продуктивных пластов перфорацией

1.4.2. Высокоминерглизованные жидкости для заканчивания скважин

1.4.3. Оценка коррозионной активности безглинистой высокоминерализованной жидкости для заканчивания скважин

1.5. Разработка жидкостей для гидроразрыва низкопроницаемых пластов

1.5.1. Основные свойства и типы применяемых жидкостей

1.5.2. Крепление трещин и выбор расклинивающего материала

1.5.3. Жидкость-песконоситель для гидроразрыва низкопроницаемых пластов

1.6. Выводы

2. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗОБЩЕНИЯ

ПЛАСТОВ В СКВАЖИНАХ И ПХГ

2.1. Причины некачественного разобщения пластов

2.1.1. Влияние процесса крепления скважин на коллекторские свойства продуктивных пластов

2.1.2. Влияние свойств технологических жидкостей на качество цементирования скважин

2.1.3. Возникновение заколонных флюидопроявлений

2.2. Тампонажные материалы для качественного разобщения пластов

2.2.1. Требования к тампонажным материалам и технология цементирования

2.2.2. Совершенствование тампонажных материалов физико-химическими методами

2.3. Технология крепления скважин в условиях АНПД, предотвращающая загрязнение продуктивного пласта

2.4. Контроль технического состояния крепи скважин

2.5. Выводы

3. ИССЛЕДОВАНИЯ СВОЙСТВ И РАЗРАБОТКА ПЕННЫХ СИСТЕМ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ, ОСВОЕНИЯ И РЕМОНТА СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ АНПД

3.1. Основные свойства пенных систем

3.1.1. Способы получения и структура пен

3.1.2. Пенообразующая способность растворов ПАВ

3.1.3. Фильтрация пен в пористых средах

3.2. Пенные системы для вскрытия продуктивных пластов

3.2.1. Составы пенообразующих жидкостей

3.2.2. Трехфазные пены для вскрытия продуктивных пластов перфорацией

3.3. Разработка пенообразующих составов для ремонтных работ

3.3.1. Гелеобразные пенообразующие составы для временной изоляции продуктивного пласта

3.3.2. Пеноэмульсии для временного блокирования продуктивного горизонта

3.3.3. Исследование блокирующей способности пенных систем

с наполнителями для глушения скважин

3.4. Вывод ы

4. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ БОРЬБЫ С ВОДОПРИТОКАМИ В

ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИНАХ С АНПД

4.1. Анализ условий эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождений

4.2. Удаление жидкости из скважин с помощью пенообразующих веществ

4.2.1. Способы выноса пластовой жидкости

4.2.2. Удаление жидкости из газовых и газоконденсатных скважин

4.2.3. Образование эмульсий и способы их разрушения

4.3. Технология удаления жидкости из ствола скважин

4.3.1. Методы удаления жидкости из "мертвых" зон скважин

4.3.2. Технология удаления пластовой жидкости из самозаглу-

шенной скважины

4.4. Разработка тампонирующих материалов и технологии изоляции притока пластовых вод

4.4.1. Способы изоляции водопритоков в газовых и газоконден-сатных скважинах

4.4.2. Тампонирующие составы для изоляции подошвенных водопритоков

4.4.3. Технология проведения водоизоляционных работ

4.5. Вывод ы

5. ТЕХНОЛОГИЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН, ОБЕСПЕЧИВАЮЩАЯ СОХРАНЕНИЕ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПЛАСТА

5.1. Гидростатическое давление, создаваемое столбом трехфазной

пены при глушении скважин

5.2. Влияние прогрева пены на устьевое и забойное давления

5.3. Технология временного блокирования продуктивного пласта

5.4. Технология глушения глубоких высокотемпературных скважин

5.5. Освоение скважин двухфазной пеной

5.5.1. Технология освоения скважин с АНПД

5.5.2. Технология вызова притока из пласта

5.5.3. Способ освоения скважин многоступенчатым эжектиро-ванием

5.6. Вывод ы

6. РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫХ ИСПЫТАНИЙ И ОЦЕНКА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВНЕДРЕНИЯ РАЗРАБОТОК В ПРОИЗВОДСТВО

6.1. Технология вскрытия продуктивных пластов

6.1.1. Применение пенных систем и эмульсий для вскрытия продуктивных пластов с АНПД

6.1.2. Буровые растворы для вскрытия пластов в различных горно-геологических условиях

6.1.3. Промывочные жидкости с наполнителем для бурения газовых и газоконденсатных скважин

6.1.4. Вскрытие пластов с АНПД перфорацией

6.2. Технология крепления скважин

6.2.1. Тампонажные растворы с комплексными структурирующими добавками

6.2.2. Технология крепления скважин, предотвращающая загрязнение продуктивного горизонта

6.3. Технология борьбы с пластовыми водопритоками

6.3.1. Удаление жидкости из газовых и газоконденсатных скважин

6.3.2. Изоляция притока пластовых вод в газовых скважинах

6.4. Технология глушения скважин с АНПД в процессе ремонтно-восстановительных работ

6.5. Технология промывки скважин газообразными агентами при проведении ремонтных работ

6.6. Экономическая эффективность разработок, внедренных в производство

6.7. В ы в о ды

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка комплекса технологий по заканчиванию и ремонту газовых и газоконденсатных скважин, направленных на сохранение естественной проницаемости продуктивного пласта»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. Ускоренное развитие газовой промышленности превратило ее в одну из ключевых отраслей топливно-энергетичекого комплекса страны, оказывающую значительное влияние на рост производительности общественного труда и ускорение технического прогресса экономики Российской Федерации. Доля газа в топливном балансе страны уже сейчас составляет около 50%.

Для обеспечения роста добычи газа предстоит ускорить вовлечение в разработку новых газоконденсатных месторождений и повысить степень извлечения газа и газового конденсата. Наряду с вводом новых мощностей по добыче газа, требующих крупных капитальных вложений, важное место в выполнении намеченной программы занимают работы по повышению эффективности разработки истощенных газовых и газоконденсатных месторождений, направленные на максимальное извлечение углеводородного сырья из недр и соответственное повышение конечного коэффициента газоконденсатоотдачи месторождений.

Повышение степени извлечения газа и газового конденсата из недр - одна из важнейших проблем в области рациональной разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений показывает, что газоотдача при существующих методах составляет 50-90%. Кроме природных, имеется много факторов, существенно влияющих на газоотдачу. Особенно остро эта проблема стоит при эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин на поздней стадии разработки месторождений.

Продуктивный пласт - сложная гидродинамическая система, которая до вскрытия находится в относительно равновесном состоянии. После же вскрытия пласта относительное равновесное состояние нарушается, особенно в при-забойной зоне. В этом случае возникают многообразные явления, течение которых и важность их последствий зависят от геолого-физической характери-

стики коллектора, физико-химических свойств насыщающих его жидкостей, а также способа воздействия на пласт в процессе его вскрытия и эксплуатации.

По данным фирмы "БсЫитЬе^ег" дефицит добычи газа зависит на: 65% -возможности пласта, 25% - заканчивания скважин, 8% - каналотечения и 2% -механической добычи.

Одной из наиболее важных проблем строительства нефтяных и газовых скважин является повышение качества проведения работ по заканчиванию скважин, начиная от вскрытия предполагаемого продуктивного пласта долотом в процессе бурения и кончая вызовом притока и сдачей скважины в эксплуатацию, что и определяет эксплуатационную надежность скважины и ее срок службы.

Заканчивание скважины характеризуется четырьмя завершающими этапами в общем цикле по сооружению скважины: вскрытие продуктивного пласта бурением; цементирование эксплуатационной колонны; вскрытие пласта перфорацией; освоение скважины (вызов притока из пласта) / 1 /.

Анализ показывает - цель бурения не может быть достигнута без повышения качества работ на всех этапах строительства скважин. Особое значение при этом приобретает качество вскрытия и надежное разобщение пластов при креплении скважин, так как от успешного решения этих задач зависит сохранение естественной проницаемости продуктивных пластов, длительность безводной эксплуатации объектов, повышение суммарной добычи углеводородов за более короткий период, сокращение затрат на ремонт скважин и др.

При операциях бурения или заканчивания скважин следует исключить снижение проницаемости и другие виды ухудшения коллекторских свойств пласта. Снижение проницаемости трудно восстановить, и при этом могут возникнуть серьезные осложнения, например, неравномерное проникновение в пласт химических реагентов и твердой фазы, либо неоправданно высокие фильтрационные скорости добываемой жидкости в отдельных местах вскрытой толщи пласта.

В связи с этим представляет интерес рассмотрение некоторых вопросов, увязывающих возможность возникновения осложнений в газовых скважинах в результате некачественного их заканчивания.

Анализ состояния эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин на месторождениях ОАО "Газпром" показал, что наиболее частыми осложнениями являются:

. снижение естественной проницаемости продуктивных пластов в результате проникновения цементного и бурового растворов и их фильтратов; . межколонные газопроявления, связанные с негерметичностью обсадной

колонны или с возникновением каналов в затрубном пространстве; . межколонные перетоки и насыщение вышележащих пластов газом; . грифонообразование; . открытый газовый фонтан; . получение продукции с подошвенной водой;

. поглощение тампонажного раствора, недоподъем раствора в процессе

ОЗЦ, вследствие чего возникают проявления различной интенсивности; . вынос пластового песка в процессе эксплуатации скважин и разрушение

призабойной зоны; . обводнение скважин и т.д.

Как показывает анализ патентных и литературных источников, от качества вскрытия продуктивного пласта зависят, кроме вышеотмеченных, и другие осложнения, которые возникают в процессе эксплуатации газовых скважин. За-канчивание скважин сказывается на качестве и длительности их освоения. Известно, что неконтролируемые изменения фильтрационно-емкостных свойств пород в приствольной зоне, происходящие в период первичного вскрытия пласта и крепления скважин, оказывают влияние не только на первоначальные де-биты скважин, но и на конечный коэффициент углеводородоотдачи. При вторичном вскрытии пласта достигается определенный коэффициент совершенства скважины, который зависит от обоснованного выбора плотности перфора-

ции, размеров перфорационных каналов и от качества промывочной жидкости, в которой производится перфорация.

Заканчиванию скважин уделяется постоянное внимание, однако многие вопросы этого этапа их строительства изучены недостаточно. В связи с многообразием горно-геологических условий (глубина залегания пластов, фильтра-ционно-емкостные и физические свойства углеводородов, термобарические условия в пластах и др.) требуется дифференцированный подход к проблеме за-канчивания скважин с целью повышения качества и эффективности работ.

Наиболее полно вопросы заканчивания скважин рассматривались в работах Ф.С.Абдуллина, А.Г.Аветисова, Ф.А.Агзамова, В.Т.Алекперова, А.В.Амияна, В.А.Амияна , Н.Р.Акопяна, М.О.Ашрафьяна, М.Г.Бернадинера,

A.И.Булатова, А.С.Бронзова, М.С.Винарского, А.А.Гайворовского,

B.Д.Городнова, Н.А.Гукасова, В.С.Данюшевского, В.М.Ентова, Б.И.Есьмана, М.М.Иванюта, Л.И.Измайлова, К.А.Карапетова, Б.В.Касперского, А.К.Куксова, М.Р.Мавлютова, В.Д.Малеванского, У.Д.Мамаджанова, Н.А.Мариампольского, П.П.Макаренко, А.О.Межлумова, Э.Х.Мехтиева, А.Х.Мирзаджанзаде, Д.Ф.Новохатского, О.Н.Обозина, С.Т.Ованатанова, А.Ф.Озеренко, Л.И.Орлова,

A.И.Пенькова, А.К.Рахимова, Ш.М.Рахимбаева, А.А.Ребиндера,

B.И.Резниченко, В.Ф.Роджерса, А.В.Ручкина, С.А.Рябоконя, М.К.Сеид-Раза, И.А.Сибирко, Е.М.Соловьева, В.А.Сидоровского, Н.Г.Среда, А.К.Степанянца, К.М.Тагирова, В.К.Тихомирова, И.М.Уханова, В.А.Хуршудова, А.В.Черненко, Н.М.Шерстнева, С.А.Ширинзаде, Р.И.Шищенко, В.Е.Шмелькова, Р.С.Яремийчука, А.М.Ясащина и др.

С целью повышения качества заканчивания скважин соискателем исследовано влияние промывочной и тампонажной жидкостей на коллекторские свойства продуктивного пласта при его первичном и вторичном вскрытии, при креплении скважин. Исследованы причины некачественного разобщения пластов. Разработаны промывочные жидкости для вскрытия продуктивных пластов,

усовершенствована технология разобщения пластов в газовых и газоконден-сатных скважинах.

Немаловажное значение для решения задачи обеспечения уровня добычи газа и газового конденсата имеет поддержание эксплуатационного фонда скважин в рабочем состоянии. При этом особое внимание уделяется совершенствованию технологии ремонтных работ, представляющих собой комплекс геолого-технических мероприятий: удаление глинисто-песчаных пробок, замена внут-рискважинного оборудования, ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн, борьба с солеотложениями в НКТ, изоляционные работы, зарезка второго ствола и т.д.

Особые трудности возникают при проведении ремонтных работ на месторождениях и ПХГ с АНПД, где перепады давления на пласт достигают значительных величин.

В процессе проведения ремонтных работ в скважине наиболее существенное влияние на фильтрационную характеристику пласта оказывает тип промывочной и рабочей жидкости.

Промывочная жидкость для вскрытия продуктивных пластов и ремонта скважин должна обязательно обладать при прочих равных условиях основным свойством: сохранять естественную проницаемость продуктивного пласта.

В настоящей работе выполнен анализ современного состояния вопросов сохранения проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта и рассмотрены такие направления решения этой проблемы, как возможность управления процессом кольматации, создание безглинистых рабочих жидкостей, совершенствование технологических процессов ремонта с применением пенных систем и эмульсий.

С целью борьбы с водопритоками в газовых и газоконденсатных скважинах в условиях АНПД разработана комплексная технология, позволяющая сохранить уровень добычи после ремонтно-восстановительных работ.

В связи с этим вопросы предотвращения возникновения осложнений в газовых скважинах связанных с их некачественным заканчиванием, предостав-лют актуальную проблему с чем, возникает необходимости соверщенствование составы промывочных жидкостей и технологии первычного и повторного вскрытия продуктивных пластов, а также качественного процесса крепления скважин.

Немаловажное значение для решения задачи обеспечения уровня добычи газа и газового конденсата имеет поддержание эксплуатационного фонда скважин в рабочем состоянии. При этом особое внимание уделяется совершенствованию технологии ремонтных работ, представляющих собой комплекс геолого-технических мероприятий: удаление глинисто-песчаных пробок, замена внут-рискважинного оборудования, ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн, борьба с солеотложениями в НКТ, изоляционные работы, зарезка второго ствола и т.д.

В процессе проведения ремонтных работ в скважине наиболее существенное влияние на фильтрационную характеристику пласта оказывает тип промывочной и рабочей жидкости.

Промывочная жидкость для вскрытия продуктивных пластов и ремонта скважин должна обязательно обладать при прочих равных условиях основным свойством: сохранять естественную проницаемость продуктивного пласта.

Несмотря на очевидные успехи в области вскрытие продуктивных пластов целый ряд важных проблем сохранения естественной проницаемости приза-бойной зоны продуктивного пласта до настоящего времени не решен. Нуждаются в дальнейшем соверщенствовании способы предотвращения процессов кольматации, создания безглинистых рабочих жидкостей, внедрения технологических процессов ремонта с применением пенных систем и эмульсий, предотвращающих загрязнение продуктивного горизонта.

С целью борьбы с водопритоками в газовых и газоконденсатных скважинах в условиях АНПД необходима разработка комплексной технологии, позво-

ляющая повысить качество изоляционных и ремонтно-восстановительных работ.

Поскольку предлагаемая диссертационная работа и посвящена решению названных выше проблем, ее тема является актуальной и перспективной.

Целью диссертационной работы является разработка комплекса технологий по заканчиванию и ремонту газовых и газоконденсатных скважин, направленных на сохранение естественной проницаемости продуктивных пластов при первичном и вторичном их вскрытии, восстановление первоначальных дебитов газа и газоконденсата, повышение качества разобщения пластов на месторождениях и ПХГ.

Основные задачи работы:

1. Изучение влияния промывочной жидкости на коллекторские свойства продуктивного пласта при его первичном и вторичном вскрытии.

2. Разработка составов промывочных жидкостей для вскрытия продуктивных пластов с различными коэффициентами аномальности пластового давления.

3. Разработка рецептур (компонентного состава) промывочных жидкостей для заканчивания скважин в различных горно-геологических условиях.

4. Разработка составов промывочных систем, позволяющих сохранить естественную проницаемость продуктивного горизонта при повторном вскрытии пластов перфорацией в условиях АНПД.

5. Разработка составов технологических жидкостей для гидравлического разрыва низкопроницаемых пластов.

6. Изучение влияния процесса крепления скважин на коллекторские свойства продуктивных пластов.

7. Совершенствование технологии разобщения пластов в газовых скважинах и скважинах ПХГ.

8. Разработка способов предотвращения загрязнения продуктивного пласта при креплении скважин в условиях АНПД.

9. Изучение значения гидростатического и гидродинамического давления, создаваемого столбом пенных систем в скважинах.

10. Разработка технологических жидкостей для временного блокирования продуктивного горизонта в процессе бурения и заканчивания скважин в условиях АНПД.

11. Разработка пенных систем и эмульсий для временного блокирования продуктивных пластов при проведении ремонтно-восстановительных работ в газовых и газоконденсатных скважинах при АНПД.

12. Разработка способов выноса пластовой жидкости из газовых и газоконденсатных скважин.

13. Разработка способа изоляции водопритоков в газовых и газоконденсатных скважинах в условиях АНПД.

14. Разработка тампонирующих составов для изоляции подошвенных водопритоков.

15. Разработка способа освоения скважин с применением пенных систем.

Методика исследований основана на анализе и обобщении имеющихся

промысловых, лабораторных и теоретических данных по рассматриваемой проблеме и на результатах собственных лабораторных, стендовых, промысловых и аналитических исследований с использованием современных лабораторных приборов и установок, математических методов, моделирования на ЭВМ и

др.

Научная новизна заключается в следующем:

1. На основании теоретического обобщения и экспериментальных исследований разработаны научно обоснованные технологические решения, позволяющие достигнуть значительного прогресса в совершенствовании технологии заканчивания и ремонта газовых скважин и обеспечении их высокой производительности в процессе эксплуатации.

2. В результате проведенных теоретических и экспериментальных исследований на уровне изобретений (пат. РФ 2078907, 2121569) разработаны соста-

вы промывочных жидкостей для первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов с различными коэффициентами аномальности, способствующие сохранению их естественной проницаемости.

3. Для повышения качества разобщения пластов на уровне изобретений (а.с. СССР 1839040, 1362116, 1544953, 1565123, пат. РФ 2033519, 2121560) разработаны составы тампонажных материалов и способы цементирования скважин. Разработан способ предотвращения загрязнения продуктивного пласта при креплении скважин в условиях АНПД (пат. РФ 2121561).

4. С целью сохранения емкостно-фильтрационных свойств продуктивных горизонтов на уровне изобретений (пат. РФ 20778907) разработаны составы технологических жидкостей для временного блокирования пласта при проведении ремонтно-восстановительных работ.

5. Для восстановления первоначальных дебитов газовых и газоконденсат-ных скважин разработаны способ выноса воды из ствола скважины и метод удаления пластовой жидкости из самозаглушенной скважины (пат. РФ 2121567).

7. Разработаны способ изоляции притока подошвенных пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах при АНПД (пат. РФ 2121569) и тампонирующие составы для ликвидации водопритоков.

8. На основании проведенных теоретических и экспериментальных исследований для сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта и восстановления дебитов скважин при проведении ремонтно-восстановительных работ разработаны технология глушения глубоких высокотемпературных скважин и способы освоения скважин с применением пенных систем, многоступенчатым эжектированием и с уровнем пластовой жидкости ниже башмака НКТ в условиях АНПД (пат. РФ 2121567).

Основные защищаемые положения:

1. Типы промывочных жидкостей для вскрытия продуктивных пластов в

условиях равновесия (депрессии) давления в системе "скважина-пласт", включающие:

. теоретическое обоснование влияния промывочной жидкости на коллек-торские свойства продуктивного пласта при его первичном вскрытии;

• составы промывочных жидкостей для первичного вскрытия продуктивных пластов с различными коэффициентами аномальности пластового давления: буровые растворы на углеводородной основе, "чистые" промывочные жидкости, наполнители к буровым растворам, пенные системы;

. высокоминерализованные жидкости для заканчивания скважин (вторичного вскрытия продуктивных пластов) и оценка их коррозионной активности;

• составы промывочных систем, позволяющих сохранить естественную проницаемость продуктивного горизонта при повторном вскрытии пластов перфорацией в условиях АНПД;

• составы технологических жидкостей для гидравлического разрыва низкопроницаемых пластов.

2. Технико-технологические решения по повышению качества разобщения пластов в газовых и газоконденсатных скважинах, включающие:

. физико-химические способы повышения качества разобщения пластов;

• тампонажные растворы с комплексными структурирующими добавками;

• способ предотвращения загрязнения продуктивного пласта при креплении скважин в условиях АНПД.

3. Пенные системы и эмульсии для вскрытия продуктивных пластов, освоения и ремонта скважин в условиях АНПД, включающие:

. составы пенообразующих жидкостей для вскрытия продуктивных пластов;

. гелеобразные пенообразующие составы для временной изоляции продуктивных пластов;

. пеноэмульсии для временного блокирования продуктивного горизонта;

. пенные системы с наполнителем для глушения скважин в условиях АНПД.

4. Технология борьбы с водопритоками в газовых и газоконденсатных скважинах с АНПД, включающая:

. способы выноса пластовой жидкости из газовых и газоконденсатных скважин;

• удаление жидкости из скважин с помощью пенообразующих веществ;

. образование эмульсий и способы их разрушения;

. методы удаления пластовой жидкости из самозаглушенной скважины;

• способы изоляции водопритоков в газовых и газоконденсатных скважинах;

. тампонирующие составы для изоляции подошвенных водопритоков.

5. Технология глушения скважин, обеспечивающая сохранение коллектор-ских свойств продуктивного пласта, включающая:

. технологию временного блокирования продуктивного пласта в условиях АНПД;

• технологию глушения глубоких высокотемпературных скважин;

. способы освоения скважин с применением пенных систем; многоступенчатым эжектированием; с уровнем пластовой жидкости ниже башмака НКТ в условиях АНПД.

Практические ценность и реализация работы

Практическая значимость работы характеризуется соответствием направлений исследований составляющих ее частей содержанию научно-технических программ, в том числе отраслевой программы НИОКР ОАО «Газпром» в области бурения газовых и газоконденсатных скважин (договоры №№ 4Г/91.92, 18Г/94.95, 60Г/96.98, 61Г/95.97, 64Г/96.98); в области подземного хранения газа (договоры №№ 30Г/93.95, 12Г/96.98); в области эксплуатации и капитально-

го ремонта скважин месторождений и ПХГ (договоры №№ 8Г/95.99, 62Г/95.97).

На основании обобщения и проведения автором теоретических, лабораторных и промысловых исследований разработано 13 руководящих документов (инструкции, регламенты, рекомендации), согласованных с Госгортехнадзором РФ и утвержденных ОАО «Газпром», применяемых при бурении и капитальном ремонте скважин на предприятиях ОАО «Газпром».

Результаты проведенных исследований и разработки, выполненные по теме диссертации, широко внедряются при строительстве скважин на месторождениях и ПХГ, при капитальном и текущем ремонте газовых скважин на месторождениях с АНПД и ПХГ в "Уренгойгазпроме", "Тюменбургазе", "Ноябрьскгаздобыче", "Тюментрансгазе", "Севергазпроме", "Баштрансгазе", "Кавказтрансгазе", "Ставропольнефтегазе", а также за пределами РФ.

Многие теоретические и методические положения, изложенные автором в диссертационнои работе, используются при чтении лекции и проведении практических занятий на факультете нефти и газа Ставропольского государственного технического университета.

Руководимый диссертантом отдел является головным (базовым) по организации исследований в области капитального и текущего ремонта скважин в системе ОАО «Газпром».

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на международных, Всероссийских и региональных совещаниях, конференциях, симпозиумах и семинарах:

"Подземное хранение газа" (Москва, сентябрь 1995); "Реализация научно-технической программы перевооружения буровых предприятий РАО "Газпром" (Ставрополь, сентябрь 1996); "Фундаментальные проблемы нефти и газа" (Москва, январь 1996); "Строительство и эксплуатация ПХГ горизонтальными скважинами" (Анапа, май 1996); конференции по результатам НИР профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов за

1995 г, посвященной 25-летию создания СГТУ (Ставрополь, март 1996); "Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону" (Ставрополь, май 1997); "Рассмотрение научно-технических проблем глубокого разведочного бурения" (Ставрополь, сентябрь 1997); "Прогрессивные методы капитального и текущего ремонта скважин" (Анапа, октябрь 1997); "Нефть и газ" (Ставрополь, 1997), "Совершенствование технологии заканчивания скважин" (Ставрополь, сентябрь 1998); "Нефть-Газ Украины - 98" (Симферополь, сентябрь 1998); "Техника и технология вскрытия продуктивных пластов при депрессии на пласт" (Анапа, сентябрь 1998).

Публикации. По теме диссертации опубликована 81 печатная работа, в том числе 11 авторских свидетельств на изобретения и патентов РФ.

Объем работы. Диссертация изложена на 452 страницах машинописного текста, включает 43 рисунка и 89 таблиц.

Работа состоит из введения, шести глав, заключения и списка использованных источников из 298 наименований.

В процессе выполнения исследований автор пользовался советами и консультациями доктора технических наук, профессора, академика АГН РФ, члена-корреспондента РАЕН КМТагирова, доктора геолого-минералогических наук, академика АГН РФ, члена-корреспондента РАЕН В.П.Ильченко, кандидатов технических наук В.И.Нифантова, А.А.Переймы, Ю.К.Игнатенко, А.С.Сатаева, В.Г.Мосиенко, Ю.Н.Луценко, Ю.И.Петракова, кандидата химических наук В.В.Романова, кандидата экономических наук В.Т.Онищенко, кандидатов геолого-минералогических наук В.А.Гридина и С.А.Варягова, ощущал помощь и поддержку коллег по работе С.ААкопова, НБ.Козлова, Е.А.Эйсмонт, Р.Н.Каллаевой, Т.Ш.Вагиной, Т.А.Липчанской, Н.А.Сахно, В.П.Литвинова и многих других. Всем им диссертант выражает свою признательность и глубокую благодарность.

1. ИССЛЕДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКА ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ В УСЛОВИЯХ РАВНОВЕСИЯ (ДЕПРЕССИИ) В СИСТЕМЕ "СКВАЖИНА-ПЛАСТ"

1.1. Влияние промывочной жидкости на коллекторские свойства продуктивного пласта при его первичном вскрытии

Вскрытие продуктивного пласта в процессе бурения является одним из наиболее ответственных этапов всего периода проводки скважины.

Сложность решения этой задачи обуславливается многообразием геологических, технологических и организационных факторов.

Низкое качество вскрытия продуктивных пластов отрицательно влияет на производительность скважины, снижает добывные возможности залежи, приводит к неправильной оценке запасов месторождения в целом.

Практика разведочного и эксплуатационного бурения показывает, что в большинстве случаев технология вскрытия продуктивных пластов существенно не отличается от технологии проводки всего ствола скважины. При этом основной целью проводки скважины является не сохранение коллекторских свойств ПЗП, а достижение высоких скоростей бурения и предупреждение различного рода осложнений. Такой подход приводит к резкому снижению качества вскрытия продуктивных объектов.

Неправильный выбор технологии бурения продуктивных пластов приводит к уменьшению дебита скважины, а в некоторых случаях - к отсутствию притока в результате полной потери гидродинамической связи пласта со скважиной. Показательны в этом отношении примеры, приведенные в работе /15/.

Отмечается, что количество фильтрата и рабочей жидкости, поступающих в пласт в процессе его вскрытия, а также глубина их проникновения при прочих равных условиях определяются перепадом давления на пласт. Время контакта рабочей жидкости с продуктивным пластом имеет при этом первостепенное значение.

Проникновению в пласт рабочей жидкости в значительной мере способствуют также дополнительные давления на забой, возникающие при спуске бурильного инструмента и обсадной колонны, допуска долота на забой с промывкой.

В прискважинной зоне продуктивного пласта могут происходить сложные и разнообразные явления, обусловленные контактом бурового и цементного растворов или их фильтратов с нефтью или газом и скелетом коллектора. Эти процессы оказывают существенное влияние на степень загрязнения продуктивного пласта, снижая приток нефти или газа к забою скважины.

Порода-коллектор, как и всякое другое пористое тело, при пропускании через нее различных жидкостей или газовых смесей частично задерживает (поглощает) содержащиеся в них вещества. Процесс поглощения имеет сложную природу и обычно состоит из нескольких совместно протекающих процессов, в результате которых могут измениться состав, состояние и свойства коллектора.

Установлено, что при общепринятой технологии вскрытия продуктивных пластов, креплении скважин и проведении ремонтных работ в нефтяных и газовых скважинах неизбежно наступает ухудшение коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивного пласта. Изучению процессов, происходящих при этом в пласте, посвящены многочисленные исследования ряда авторов как в нашей стране /16-18/, так и за рубежом /19-21/.

По мнению авторов работы /22/ при вскрытии породы в процессе образования скважины и в последующий период происходит изменение фильтрационных свойств продуктивных пластов в приствольной зоне под влиянием ряда факторов, зависящих от: физико-химических свойств рабочей жидкости; противодавления на пласт, создаваемого рабочей жидкостью в процессе его вскрытия; времени контакта с промывочной жидкостью; изменения свойств углеводородов в приствольной зоне под влиянием охлаждения пласта при бурении скважины и др.

В большинстве работ, посвященных вопросам воздействия рабочих жидкостей на проницаемость продуктивных пластов, указываются следующие факторы снижения проницаемости /16-21, 23-26/:

• кольматация пор пласта частицами твердой фазы рабочей жидкости;

. блокирование призабойной зоны пласта фильтратом рабочей жидкости;

. набухание глинистого материала пласта в результате взаимодействия с фильтратом;

• образование нерастворимых осадков в призабойной зоне в результате контакта фильтрата с пластовыми флюидами;

• образование эмульсий и пен в зоне взаимодействия рабочей жидкости с пористой средой пласта.

При контакте гетерогенных систем (суспензий) с проницаемой средой и определенном градиенте давления происходят процессы, которые могут привести к кольматации пористой среды и формированию фильтрующего слоя (осадка) на поверхности пород. В большинстве случаях эти процессы, как правило, протекают одновременно. Интенсивность этих процессов зависит от многих факторов, основными из которых являются градиент давления, геометрические соотношения размеров поровых каналов (трещин) и частиц дисперсной фазы, их концентрации в суспензии, формы частиц, фильтрационно-реологических свойств дисперсной среды, адсорбционно-адгезионных характеристик поверхности каналов и частиц как матрицы (породы) так и образуемого на её поверхности фильтрующего слоя )осадка, корки).

Скорость фильтрования гетерогенных систем, как правило, непрерывно уменьшается вследствие возрастания толщины фильтрующего слоя (осадка) и увеличения его сопротивления.

Если фильтрующий слой образуется из частиц способных деформироваться (сжиматься) под действием давления, то пористость и, естественно, проницаемость осадка будут уменьшаться, создавая дополнительное сопротивление движению жидкости.

Причем этот процесс наблюдается при статическом и динамическом режимах. Толщина наружной фильтрационной корки зависит от типа рабочей жидкости, времени фильтрации, перепада давления, температуры и может колебаться от нескольких миллиметров до нескольких сантиметров.

Как известно, с увеличением перепада давления пропорционально увеличивается количество отфильтровавшейся жидкости, однако экспериментальные исследования показали, что ее количество слабо зависит от перепада давления. Автор работы /27/ показал, что размер радиуса проникновения слабо зависит как от свойств раствора, так и от перепада давления. Б.В.Касперский /25/, исследуя влияние перепада давления и проницаемости пористой среды на скорость фильтрации утяжеленных промывочных жидкостей, установил, что при интенсивности потока от 2 м/с увеличение перепада давления свыше 2,3 МПа практически не влияет на скорость фильтрации. Это связано с уплотнением внешней фильтрационной корки и более плотной закупоркой поверхностного слоя пористой среды частицами твердой фазы рабочей жидкости.

Одним из главных требований качественного вскрытия продуктивных объектов является сохранение естественной (первоначальной) проницаемости ПЗП коллектора.

В настоящее время основной объект бурения осуществляется с использованием в качестве промывочной жидкости глинистого раствора (ГР).

Механизм воздействия ГР с пористой средой пласта-коллектора в процессе его вскрытия по состоянию изученности на сегодняшний день представляется следующим образом /28/.

При вскрытии продуктивной залежи с промывкой ГР в системе "скважина-пласт" под действием перепада давления ГР или составляющие его фазы проникают в пористую среду пласта-коллектора, образуя при этом зоны кольмата-ции и проникновения фильтрата.

Проникший в продуктивный пласт фильтрат вызывает набухание глинистых частиц, содержащихся в породе, может образовывать водонефтяные

эмульсии, а при взаимодействии с высокоминерализованной пластовой водой -нерастворимые осадки. Перечисленные факторы, отрицательно влияющие на продуктивность скважин, могут проявляться как каждый в отдельности, так и совместно, в зависимости от конкретных условий пласта - литологического состава пород, молекулярной природы пористой среды, наличия в пластовых флюидах ПАВ, величины депрессии, продолжительности контакта породы с жидкостью и т.д. /28/.

Затруднено также освоение до потенциально возможного дебита скважины, вскрывших пласты с низкими емкостно-фильтрационными свойствами. Многие из них без проведения обработок ПЗП не могут быть введены в эксплуатацию.

Отрицательное влияние на фильтрационные свойства прискважинной зоны может быть настолько значительным, что полностью прекращается приток углеводородного флюида к скважинам, они могут оказаться бесприточными, а это особенно неблагоприятно отразится на оценке результатов геологоразведочных работ на новых площадях.

Глубокое, на 20-70 м, проникновение промывочной жидкости на месторождениях Белоруссии осложнило состояние ПЗП до такой степени, что скважины оказались бесприточными и для приведения их в эксплуатационное состояние проводились трудоемкие, с большими затратами времени, материальных средств работы по освоению. Только через четыре месяца работ скв.10 Барсу-ковской площади была сдана в эксплуатацию с дебитом 350 т/сут, через 58 сут - скв. 131 Осташкевической площади после семи кислотных обработок и одного кислотного гидравлического разрыва пласта (ГРП)..

Ввиду разнообразия вскрываемых бурением геологических объектов получаемые различными авторами результаты исследований по определению блокирующего влияния различных рецептур промывочных жидкостей сильно отличаются друг от друга и поэтому недостаточно сопоставимы, а следовательно, не могут быть использованы в качестве критериев, характеризующих

одно из важнейших свойств ГР. С целью сопоставления и обобщения результатов экспериментов ВНИИКРнефтью по собственной методике изготовлены из кварцевого песка и глинопорошка эталонные образцы керна проницаемостью 0,030-0,035 мкм , пористостью 20%. Проведенные с ними исследования позволили установить численные значения показателя восстановления проницаемости после воздействия на них основными типами ГР, применяемых при бурении скважин. Коэффициент восстановления проницаемости составляет: после гуматных растворов - 0,53, малосиликатного - 0,64, полисахаридного - 0,67, известкового - 0,72, хлоркальциевого - 0,90, лигносульфонатного - 0,91, соле-насыщенного - 0,95, гипсоизвесткового - 0,98, известково-битумного и ин-вертно-эмульсионного - 1,0 /29/.

Известно, что для вытеснения удерживаемого в пористой среде фильтрата нужно создавать большую депрессию. Лабораторными исследованиями, проведенными в СибНИИПИ на фильтрационной установке УИПК-1М установлено, что после воздействия обычно применяемого на месторождениях Западной Сибири глинистого раствора на пород различной проницаемости, давление, необходимое для обратной прокачки нефти, превышает в 2-4 раза депрессию на пласт: для движения нефти после прокачки глинистого раствора через керн проницаемостью менее 2 мкм необходима депрессия до 12-15 МПа /30/. При многократных (от 3 до 7) циклах депрессий-репрессий в 10-12 МПа происхо-

о

дила интенсивная обработка ПЗП, на поверхность выносилось до 10 м глинистого раствора и фильтрата. Процесс освоения считался законченным, когда прекращался вынос глинистого раствора, фильтрата и вымывалась чистая нефть. Такая технология позволила сократить с 16-17 до 2-3 сут сроки освоения скважин и в 2-3 раза повысить их продуктивность по сравнению с применявшейся до этого обычной технологией, когда при продолжительном компрессировании создавали депрессию в 3,9-4,9 МПа.

Проведенным анализом профиля притока жидкости более чем по 1000 объектам на различных месторождениях установлено, что в интервале перфо-

рации полезно используется лишь 40-60% толщины продуктивного пласта /31/, что даже после двух- трехлетней эксплуатации самоочищение скважины недостаточное, фильтрационные свойства ПЗП полностью не восстанавливаются и они работают с дебитом в 1,5-2,0 раза меньшим потенциального. Обобщив результаты исследований по нескольким нефтегазовым месторождениям (Верейскому, Самотлорскому, Усинскому, Днепро-Донецскому, Речицкому, Осташковическому и др.), авторы работ /32/ показали, что в 50% скважин продуктивность уменьшена в 2 раза, в 25% - в 4 раза и в 10% - более чем в 10 раз, а на Самотлорском месторождении фактическая продуктивность скважин в 1,53,0 раза ниже потенциальной .

Как показали Р.Е.Грим и Ф.Д.Овчаренко /33, 34/, глинистые минералы в поровом пространстве пород находятся в равновесии со средой (во флокулиро-ванном состоянии). Однако при соприкосновении с жидкостью иного состава и минерализации, особенно с пресной водой, коллекторы, содержащие разбухающий компонент, в результате дефлокуляции агрегатов и способности частиц к набуханию становятся практически не проницаемыми для газа.

В значительной части (41,5%) приуроченных к терригенным породам газовых месторождений страны (с большой их долей в Северо-Кавказском регионе) связующим элементом является глина. Отсюда вытекает острая необходимость в проведении исследований по выявлению влияния на глинистые породы различных технологических жидкостей и разработке их составов с целью предотвращения пагубного влияния на ПЗП в процессе вскрытия продуктивного пласта и дальнейших работ при разработке месторождения.

Н.В.Черский в работе /35/, освещая результаты промысловых исследований, приходит к заключению, что вскрытие малопроницаемых и бедных газом

о

пластов с суточным дебитом скважин до 20-25 тыс. м , а также сильноглинистых желательно осуществлять растворами на нефтяной основе или с продувкой забоя газом, чтобы избежать длительного, а в отдельных случаях, и необратимого понижения дебита.

Лабораторными исследованиями установлено /15/, что размеры зон коль-матации и проникновения фильтрата промывочной жидкости зависят от следующих факторов:

. типа коллектора (гранулярный поровый, трещиноватый или порово-трещиноватый);

. величин проницаемости и размеров пустотного (порового) пространства;

• величины репрессии на пласт (АР);

. физико-химических свойств промывочной жидкости и других факторов.

Наибольшая интенсивность фильтрации промывочной жидкости отмечается в период образования глинистой корки.

Процесс образования глинистой корки сложный и зависит от многих факторов, главными из которых являются водоотдача раствора, перепад давления (АР) и условия образования корки (динамические или статические). Кроме этого, процесс образования глинистой корки осложняется постоянным нарушением ее целостности вращающимся долотом и другими элементами бурового инструмента.

Интенсивность формирования зон кольматации и проникновения фильтрата бурового раствора в гранулярных коллекторах резко (в 200-400 раз) снижается по мере образования глинистой корки и возрастает в случае ее нарушения или удаления.

В зависимости от конкретных условий бурения фильтрат глинистого раствора может проникать в призабойную зону продуктивного пласта на значительную глубину. По данным ряда исследователей, глубина проникновения фильтрата в гранулярные коллекторы находится в пределах 0,2-5,0 м. В трещинные коллекторы фильтрат проникает на еще большую глубину.

Проникая в пористую среду, фильтрат глинистого раствора, наряду с увеличением водонасыщенности коллектора, вызывает набухание глинистого материала пласта, а взаимодействуя с пластовыми флюидами, способствует выпадению в порах и трещинах нерастворимых осадков солей и образованию стой-

ких эмульсий и пен. В результате перечисленных физико-химических процессов существенно снижается проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта.

Наибольшее влияние на снижение проницаемости ПЗП оказывает явление набухания глинистого материала как входящего в состав цемента пористой среды продуктивного пласта, так и находящегося в нем в виде отдельных включений.

При рассмотрении механизма процессов, происходящих при вскрытии пласта, представленного гранулярным коллектором, с участием диссертанта /74/ установлено:

. размеры зон кольматации и проникновения фильтрата (при прочих равных условиях) наибольшие в наиболее продуктивных интервалах пласта;

. размеры зоны проникновения фильтрата несоизмеримо больше глубины перфорационных каналов.

Воздействие промывочной жидкости на коллекторские свойства трещиноватых пород имеет иной характер и представляется следующим образом.

Промывочная жидкость под действием избыточного давления в стволе скважины заполняет раскрывшуюся трещину на такую глубину, где ширина трещины равна размеру частиц твердой фазы. При снижении гидростатического давления, которое происходит в результате поглощения промывочной жидкости, трещина стремится сомкнуться. В этом случае жидкая фаза раствора отфильтровывается через стенки трещины, а частицы твердой фазы заклиниваются в трещине. В таком состоянии трещина становится практически не проницаемой для жидкости и газа.

Поэтому способ вскрытия коллекторов трещинного типа должен существенно отличаться от способа вскрытия продуктивных пластов, представленных гранулярными коллекторами.

В общем случае можно считать, что частицы дисперсной фазы рабочей жидкости, с одной стороны, препятствуют фильтрации в пласт большого коли-

чества фильтрата, чем способствуют уменьшению отрицательного влияния, с другой - сами могут проникать в пласт-коллектор, ухудшая его фильтрационные свойства в призабойной зоне. Следует отметить, что снижение фильтрационных свойств пласта происходит в основном с применением рабочих жидкостей, содержащих твердую фазу при значительных репрессиях на пласт.

Снижение пластовых давлений, а также давлений по стволу скважин во время их испытания ведет к фазовым превращениям, в том числе к выпадению конденсата из газоконденсатных и выделению газа из нефтяных систем. Подобные процессы в пластовых условиях нежелательны, т.к. ведут к резкому понижению коэффициентов извлечения углеводородов /36/.

Горное давление определяется глубиной залегания {Н) рассматриваемой породы и средней плотностью (рп) залегающих выше пород и находится из выражения:

Рг = Рг£Н, (1.1)

где g - ускорение свободного падения.

Величина рп должна определяться для каждого конкретного случая.

В породах-коллекторах вес вышезалегающих толщ горных пород воспринимается скелетом коллектора и пластовой жидкостью. Горное давление /1/

Рг = о-эф + Рт = Сот(1.2) где стэф - действительное (эффективное) напряжение в скелете породы;

Рш - давление, под которым находится пластовая жидкость (пластовое давление).

Как известно, в процессе разработки месторождения пластовое давление непостоянно, что, как видно из указанной выше формулы, приводит к перераспределению напряжений в коллекторе. При снижении пластового давления эффективные напряжения в скелете породы возрастут, произойдет дополнительное сжатие породы, при этом пористость и проницаемость коллектора уменьшатся.

Чрезмерное увеличение эффективного напряжения при недостаточной прочности породы могут привести к необратимым деформациям, нарушению целостности скелета коллектора. В зависимости от конкретных условий это может улучшить проницаемость за счет появления в нем дополнительных трещин, либо резко ее ухудшить в результате закупорки поровых каналов продуктами разрушения и увеличения числа субкапиллярных пор.

Для прогнозирования деформаций необходимо знать упругие свойства пород пласта, которые характеризуются коэффициентом объемной упругости и коэффициентом сжимаемости пор.

Исследования показывают /37/, что для большинства изученных пород нефтяных и газовых месторождений уменьшение или увеличение их объема, а, следовательно, и порового пространства с изменением давления происходит согласно закону Гука:

ДУ

—= РЛР, (1.3)

* о

где ДУпор - изменение объема пор элемента пласта (или керна) при изменении давления на ДР;

Уа - объем элемента пласта (или керна);

/?- коэффициент объемной упругости пористой среды, 1/Па.

= (1.4)

У0ДР 7

Несмотря на незначительную величину процессы упругой деформации пористой среды и насыщающих пласт флюидов существенно влияют на поведение пластов, так как объем породы и пластовых систем, в которых происходят изменения давления при добыче нефти и газа, очень велик.

Упругость скелета пласта и насыщающих пласт флюидов при снижении пластового давления служит одним из основных источников энергии при движении жидкости по пласту к забою скважины.

Таким образом, изменяя величину пластового давления, можно в определенной мере влиять на их эффективные напряжения в скелете породы, на процессы деформирования продуктивного пласта и, в конечном счете, на его кол-лекторские свойства. Это должно учитываться при проектировании конструкций скважины, технологических режимов промывки и цементировании скважин, методов интенсификации притоков пластовых флюидов и при капитальном ремонте скважин.

Учитывая вышеизложенное, можем однозначно сказать, что изменение состояния ПЗП в основном зависит от технологии вскрытия продуктивных пластов. Так как целью строительства скважин является добыча углеводорода, то успех получения притока из продуктивного пласта в значительной мере зависит от состояния объекта перед испытанием, определяющегося многими факторами.

Наиболее полно вопросы вскрытия продуктивных пластов рассматривались в работах Ф.С.Абдулин, В.Т.Алекперова, В.А.Амияна, Н.Р.Акопяна, Н.П.Васильевой, М.М.Иванюта, К.М.Тагирова, М.Р.Мавлютова, А.О.Межлу-мова, В.И.Крылова, С.А.Рябоконя, Г.Т.Овнатанова, А.К.Степанянца, Е.М.Соловьева, А.М.Ясашина, и др. исследователей, которые считают, что метод вскрытия должен быть полностью увязан с физико-емкостными параметрами коллектора и физико-химической характеристикой насыщающих его жидкостей. Поскольку вещественный состав пород, коллекторские свойства, пластовые давления и температура природных резервуаров изменяются в широких пределах, невозможно ограничиваться применением промывочной жидкости одного типа - глинистого раствора на водной основе.

Сложные физико-химические явления, обусловленные попаданием в коллектор и взаимодействием с его фазовыми составляющими бурового и тампо-нажного растворов или их фильтратов, приводят к необратимому снижению проницаемости ПЗП и возрастанию гидравлического сопротивления при движении углеводорода к скважине.

Правильный подбор и использование рабочих жидкостей (в дальнейшем РЖ) для заканчивания скважин, а также для капитального ремонта могут существенно повлиять как на продуктивность, так и на механические свойства пласта.

Поскольку использование РЖ может обусловить снижение проницаемости пород, возникает вопрос: либо предотвратить утечку рабочей жидкости в пласт с помощью химических добавок или коркообразующих материалов, либо использовать жидкости, не оказывающие существенного влияния на пласт, и допустить их частичную фильтрацию в призабойную зону во время проведения работ.

Поглощение происходит при вскрытии пластов с естественными и искусственными каналами фильтрации и при перепаде давлений в скважине и пласте, выражающемся зависимостью

АР=Р1+Р2-Р3, (1.5)

где Р] - давление столба промывочной жидкости;

Р2 - суммарные гидравлические сопротивления в кольцевом пространстве скважины от зоны поглощения до устья;

Рз - пластовое давление в поглощающем пласте.

При нормальных условиях бурения циркуляция ПЖ в системе не нарушается, количество ее может уменьшаться только в результате фильтрации воды из раствора в проницаемый пласт /38/.

Одной из причин поглощений ПЖ авторы /39/ считают увеличение давления на стенки скважины в процессе спуска бурильной колонны. Аналогичные результаты получены в работе /40/.

Для определения глубины проникновения ПЖ в пласт в /41, 42/ предложено теоретическая схема явления поглощения. Чтобы вычислить скорость фильтрации раствора в пористой среде в первом приближении, использована формула Букингема, который путем удвоенного значения гидравлического радиуса пор вместо радиуса трубы и средней (истинной) скорости движения вме-

сто среднеобъемной скорости получил формулу для определения глубины проникновения ПЖ в пласт :

где /3 - коэффициент формы пор; т0 - предельное напряжение сдвига промывочной жидкости; к - проницаемость; т - пористость; АР— перепад давления в процессе ухода промывочной жидкости. Для пористой или трещиновато-пористой среды поглощение промывочной жидкости определяется проницаемостью этой среды, а также реологиче-

Заключение диссертации по теме «Бурение скважин», Гасумов, Рамиз Алиджавад оглы

6.6. ВЫВОДЫ

6.6.1. Опытно-промышленные испытания технологии вскрытия пластов в условиях АНПД с промывкой пеной проведены на скважинах Песчано-Уметской и Елшано-Кюрдумской пл. («Югтрансгаз»), Северо-Ставропольской пл. («Кавказтрансгаз»), Средне-Ботуобинской пл. («Якутгазпром»), пл. Танги-Кудук («Туркменгазпром»), Чиренское ПХГ («Булгаргаз»), месторождении Газли («Узбекгазпром») и т.д.

6.6.2. Буровые растворы на углеводородной основе, «чистые» промывочные жидкости, высокоминерализованные жидкости для заканчивания скважин успешно внедрены на площадях Воробьевской, Восточно-Арзгирской («Кавказтрансгаз»), Восточной Уч-аджи (Туркменгазпром»), Заполярного НГКМ, Бованенковского ГКМ («Тюменбургаз») и др.

6.6.3. ОПИ буровых растворов с наполнителем для вскрытия поглощающих продуктивных горизонтов на скважинах Западной Сибири (Бованенковского ГКМ, Уренгойского ККМ, Ямсовейского ГКМ, Вынгапуров-ского ГМ). Северного Кавказа (Северо-Ставропольского ПХГ, Воробьевской и Бочаровской площадей) показали эффективность их применения.

6.6.4. Начато промышленное производство разработанного реагента-наполнителя под названием «Целлотон Ф» на ЗАО «Полицелл» (г. Владимир).

6.6.5. Вскрытие пластов с АНПД перфорацией в среде трехфазной пены проводилось на скважинах Северо-Ставропольского ПХГ, Воробьевской площади «Кавказтрансгаза», Вынгапуровского газового месторождения «Ноябрьскгаздобычи».

6.6.6. Разработанные комплексные структурирующие добавки к тампо-нажным растворам успешно применены при цементировании скважин на Севе-ро-Ставропольском ПХГ и установке цементных мостов в скважинах Вынгапуровского ГМ.

6.6.7. Испытания технических средств для виброобработки тампонажного раствора проводились на скважинах месторождения Саман-тепе («Туркменгазпром»).

6.6.8. Технология крепления скважин, предотвращающая загрязнение продуктивного горизонта, успешно применена на газовых скважинах Восточной Туркмении, Северного Кавказа и Западной Сибири.

6.6.9. Технология глушения скважин с АНПД в процессе РВР с применением пенных систем и эмульсий (с наполнителем и без них) внедрена на скважинах Вынгапуровского ГМ («Ноябрьскгаздобыча»), Северо-Ставропольского ПХГ и Тахта-Кугультинского месторождения («Кавказтрансгаз»), Безводного нефтяного месторождения («Ставропольнефтегаз»), Пунгинского ПХГ («Тюментрансгаз»), Канчуринского ПХГ («Баштрансгаз»), Чиренского ПХГ («Булгаргаз»), Шелковского ПХГ («Мострансгаз»), Елшано-Кюрдумского ПХГ («Югтрансгаз») и др.

6.6.10. Технология промывки песчано-глинистых пробок газообразными агентами и пенными системами применена на скважинах месторождений и ПХГ Северного Кавказа, Болгарии, Западной Сибири, Саратовской области.

6.6.11. Технология удаления находящейся в стволе скважины ниже башмака жидкости с помощью газообразователей широко использована на скважинах Вуктыльского ГКМ («Севергазпром»).

6.6.12. Технология изоляции притока пластовых вод успешно внедрена на ряде скважин Вынгапуровского газового месторождения.

6.6.13. Фактический экономический эффект от внедрения в производство выполненных по теме диссертации разработок составил около 50 мил. рублей.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполненного научного обобщения исследований в области первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов газовых и газокон-денсатных скважин решена научно-техническая проблема, имеющая важное народнохозяйственное значение, разработаны и реализованы составы промывочных и тампонажных жидкостей и технологии заканчивания скважин с аномальными давлениями, направленные на сохранение естественной проницаемости коллекторов при их вскрытии в процессе бурения, креплении и капитальном ремонте скважин.

1. Установлено, что проникновение в пласт жидкой и твердой фазы бурового раствора (БР) вызывает существенные изменения в распределении в нем давления. В области проникновения фильтрата, особенно в зоне кольматации расходуется до 60% создаваемой депрессии на пласт. Вследствие существенного снижения градиентов давления за пределами зоны кольматации замедляются процессы удаления фильтрата из пласта и восстановления его нефтегазопрони-цаемости.

1.1. Снижение отрицательного влияния на пласт промывочной жидкости (ПЖ) возможно путем формирования в ПЗП защитного экрана (блокирующей зоны), который должен существенно снизить интенсивность проникновения ПЖ или исключить взаимодействие системы «скважина-пласт» (несколько пластов) и повысить сопротивление ствола гидродинамическому разрушению при проведении технологических операций.

1.2. Определены возможные варианты применения промывочных систем для вскрытия продуктивных пластов в различных горно-геологических условиях при использовании технологии с гибким регулированием забойного давления в системе «скважина-пласт» (равновесие-депрессия).

1.3. При вскрытии пластов с АНПД, если коэффициент аномальности пластового давления находится в диапазоне 0,9<К<1,0 равновесие давлений можно обеспечить использованием для промывки капельных жидкостей (на углеводородной основе, «чистых» промывочных жидкостей и т.д.), при К<0,9 применяются аэрированные ПЖ, пенные системы, туман или газ.

2. Применение в составе ПЖ многофункционального волокнистого наполнителя способствует созданию многочисленных перемычек на стенках ствола скважины (в каналах пласта), препятствующих интенсивной фильтрации БР в условиях репрессии на пласт, при кратковременной работе (СПО, наращивания и т.д.).

Для предотвращения поглощений и сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта разработаны и испытаны составы БР с наполнителем (на основе торфа), оказывающим закупоривающее действие на пористые породы с образованием на стенках скважины корки, препятствующей проникновению БР и его фильтрата в продуктивные пласты. Оптимальная концентрация наполнителя в БР составляет 1,5-4,0%.

3. Для вскрытия продуктивных пластов в условиях АНПД разработаны и испытаны БР:

- пенные системы; о

- эмульсионные БР на основе дизельного топлива плотностью 970-990 кг/м ;

- эмульсии на основе отработанного моторного масла плотностью 980-985 кг/м3;

- эмульсионные БР на нефтяной основе плотностью 934-1007 кг/м3.

4. Для вскрытия продуктивных пластов с АВПД разработаны и испытаны о чистые» ПЖ (гидрогель-магниевые БР) плотностью 1450-1470 кг/м , без добавки органических реагентов сохраняющие стабильность в течение нескольких месяцев.

Разработаны и испытаны безглинистые высокоминерализованные (на основе кальциевой селитры) жидкости для заканчивания скважин (вторичного вскрытия продуктивных пластов) в условиях АВПД плотностью 1200-1500 кг/м3, отличающиеся стабильностью во времени, минимальной фильтрацией, низкой точкой кристаллизации, легко регулируемой вязкостью и низкой коррозионной активностью.

5. Разработана технология применения пенных систем в качестве жидко-сти-песконосителя для ГРП и принципиально новый состав.

6. Проведение перфорации, вскрытие дополнительных продуктивных горизонтов, переход на вышележащие продуктивные пласты в газовых скважинах на истощенных месторождениях целесообразно проводить при заполнении интервала перфорации специальной жидкостью (трехфазной пеной, гелиевыми составами, жидкостями на углеводородной основе и т.д), которые не ухудшают коллекторские свойства продуктивного пласта.

Разработана технология проведения перфорации в пенной среде при АНПД и составлена ее гидравлическая программа. Изучены возможности проведения перфорации в среде трехфазной пены. Проведение перфорации в газовых и газоконденсатных скважинах по предлагаемой технологии имеет следующие преимущества:

• практически исключается контактирование пены с ранее и вновь вскрываемыми продуктивными горизонтами, чем обеспечивается сохранение их коллекторских свойств;

• прострел осуществляется при Рт>Рзаб, что обеспечивает очистку перфорационных каналов и их гидродинамическое совершенство;

• исключается явление микрогидроразрыва при проведении перфорации кумулятивными перфораторами;

• процесс перфорации осуществляется любыми типами перфораторов без специального оборудования на устье скважины.

7. Изучены причины и механизм возникновения заколонных флюидопро-явлений. Определены факторы, влияющие на качество крепления скважин. Предложена классификация причин некачественного крепления скважин и появления заколонных флюидопроявлений.

7.1. Для управления свойствами цементного раствора (ЦР) разработаны и внедрены физико-механические, а также физико-химические методы его обработки комплексными добавками, использование которых позволяет снизить водоотделение ЦР до нуля, повысить его тиксотропию и тампонирующую способность, увеличить прочность цементного камня (а.с. СССР 1839040, 1565123, 1362116, 1544953, пат. РФ 20333519, 2121560):

7.2. Разработана и испытана технология крепления скважин в условиях АНПД, предотвращающая загрязнение продуктивного пласта путем создания «зоны сопротивления» в ПЗП с помощью пенных систем и эмульсий (пат. РФ 2121569, 2078907).

8. С целью повышения качества заканчивания скважин при вскрытии пластов в условиях равновесия давления в системе «скважина-пласт» разработаны пенные системы с наполнителем для блокирования продуктивного горизонта при выполнении следующих операций: спуск эксплуатационной колонны; цементирование и перфорация. Эти составы выдерживают высокие репрессии и легко удаляются из пласта при минимальной депрессии, сохраняя его коллек-торские свойства.

8.1. Для различных горно-геологических условий разработаны и испытаны новые высокоэффективные пенные системы и эмульсии (пат. РФ 2078907):

• гелеобразные пенообразующие составы для временной изоляции продуктивного пласта в условиях АНПД, которые после деблокирования не снижают проницаемость пласта (коэффициент восстановления проницаемости 97-98%) и являются термостойкими;

• пеноэмульсии (незамерзающие пенообразующие жидкости) для временного блокирования высокопроницаемых продуктивных горизонтов, которые создают надежную блокирующую зону, способную выдерживать высокую репрессию (до 40МПа) и легко удаляться из пласта при минимальной депрессии (до 0,1 МПа), одновременно являющиеся морозостойкими (-30°С);

• пенообразующий состав с наполнителям для глушения газовых и газо-конденсатных скважин в условиях АНПД.

8.2. Изучена блокирующая способность пенных систем с наполнителями для различных типов коллекторов при глушении скважин. Исследованы и рекомендованы в качестве наполнителей к жидкостям глушения (в зависимости от типа коллектора) торф, отходы производства древесно-волокнистых плит и химически осажденный мел.

8.3. Установлено, что повышение блокирующего действия пенных систем с наполнителем обусловлено совокупностью свойств собственно пены, имеющей высокую устойчивость, и торфяного наполнителя, способствующего повышению стабильности системы и образующего прочный армирующий каркас (закупоривающий экран).

8.4. Определено, что пенообразующая способность составов на основе лигносульфонатов зависит от содержания хлористого кальция и газоконденсата. За счет увеличения содержания отмеченных компонентов повышается устойчивость и кратность пены. Эти же компоненты выполняют функции антифриза.

8.5. Изучено влияние сроков хранения ТЩН на его закупоривающую способность и коркообразующие свойства. Установлено, что независимо от сроков хранения ТЩН не теряет свои основные свойства.

9. Установлено, что для удаления жидкости из «мертвой» зоны путем превращения ее в пену, которая поднимается в НКТ, а из них удаляется газом, подаваемым в газлифт, жидкость должна содержать ПАВ и газ для ее вспенивания, в качестве которых рекомендуется применение КССБ и углеаммонийных солей (газообразователя).

9.1. При термическом разложении углеаммонийных солей в присутствии воды образуется значительное количество аммиака и углекислого газа, что при наличии в растворе ПАВ позволяет получить устойчивую пену кратностью до 60 и выше.

9.2. Разработана и изготовлена стендовая установка для определения давления насыщения NH3 и С02 при различных температурах во времени.

9.3. Разработана и испытана технология удаления пластовой жидкости из самозаглушенных вследствие обводнения скважин с большим этажом газоносности (300-500м) в условиях АНПД (ниже 0,5РГСТ), когда уровень пластовой жидкости находится ниже башмака НКТ, а последние - выше интервала перфорации продуктивного пласта (пат. РФ 2121567).

10. Разработана и испытана технология удаления жидкости из скважин с помощью пенообразующих веществ. Установлено, что эффективность удаления жидкости с забоя скважин при помощи ПАВ в основном определяется их пенообразующими свойствами в условиях скважины.

10.1. Разработана установка для исследования и определены возможные пути удаления воды из газовых и газоконденсатных скважин. Из газовых скважин жидкость удаляется путем ее пенообразования с помощью ПАВ, из газоконденсатных скважин - путем получения эмульсий.

10.2. Изучены возможные пути образования эмульсий в газоконденсатных скважинах и способы их разрушения на поверхности. Эмульгирование смеси воды и конденсата способствует выносу жидкости из скважин, а разрушение этих эмульсий на устье скважины с помощью деэмульгаторов предотвращает осложнение при сборе и транспорте газового конденсата.

11. Изучены возможные пути изоляции притоков пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах.

11.1. Разработаны и испытаны: установка для оценки водоизолирующих свойств и определения газопроницаемости искусственных кернов; методика изготовления искусственных кернов; методика проведения исследований герметизирующих составов в широком диапазоне термобарических условий.

11.2. Разработаны и внедрены составы тампонажных растворов для установки изоляционных мостов в газовых и газоконденсатных скважинах в различных горно-геологических условиях. Применение комбинированных добавок в тампонажных растворах обусловливает уплотнение структуры, снижение пористости, получение плотного малопроницаемого конгломерата цементного камня, обеспечивающего прочный контакт с ограничивающими поверхностями металла обсадных труб и породы.

11.3. Для создания водоизоляционного барьера в глубине пласта разработан состав с замедлителем гелеобразования, позволяющим регулировать сроки отверждения.

11.4. Изучены глубина проникновения жидкости и устойчивость изолирующего экрана в зависимости от вязкости и давления продавки данной жидкости в пласт. Определены давления сдвига вязкопластичной жидкости в пласте. Изолирующий экран выдерживает перепад давления 5,0 МПа.

11.5. Установлено, что после РИР по существующей технологии происходит снижение дебита скважин на 50-60% от доремонтного.

Разработана и испытана технология изоляции притока подошвенных пластовых вод в условиях АНПД в газовых скважинах с предварительным блокированием продуктивного горизонта, позволяющая сохранить его коллекторские свойства (пат. РФ 2121569).

12. Изучены зависимости: пластической вязкости и предельного напряжения сдвига пены от качества; массового расхода пены от давления закачки; гидростатического давления и плотности пены от глубины скважины; качества пены от глубины скважины; степени аэрации пены от забойного давления и температуры.

12.1. Определено влияние прогрева пены на устьевое и забойное давления. Подтверждено, что плотность пены при данной степени аэрации является функцией температуры и давления.

12.2. Установлено, что перелив пены из скважины после ее глушения происходит за счет релаксации касательных напряжений между пеной и обсадными трубами при снятии давления, создаваемого в процессе закачки пены в скважину.

12.3. Определены зависимости объема трехфазной пены и степени ее сжимаемости от давления при различных температурах, значения забойных давлений в зависимости от глубины скважины и давления на устье скважины в случае использования в качестве продавочного агента газа, нефти, воды и рассола.

13. Разработан и испытан новый способ глушения скважин путем закачки в призабойную зону блокирующего агента (устойчивой пены на основе НПОЖ). При этом продавка пены осуществляется при ламинарном режиме движения газа от компрессора, а время продавки определяется расчетным путем.

Разработана и испытана технология глушения глубоких высокотемпературных скважин пеной и составлена гидравлическая программа процесса.

14. Разработаны способы освоения скважин в различных горногеологических условиях.

14.1. Освоение скважин, выходящих из бурения с пластовым давлением более 10 МПа, рекомендуется проводить с помощью двухфазных пен.

14.2. Разработаны и испытаны технология и способы освоения газовых и газоконденсатных скважин с пластовым давлением ниже гидростатического, с глубоко залегающими продуктивными горизонтами, подвергшимися длительному воздействию ПЖ и скважин, где необходимо создание глубоких депрессий с длительным временем действия.

14.3. Разработаны способ освоения скважин с уровнем пластовой жидкости ниже башмака НКТ в условиях АНПД (пат. РФ 2121567), технология и способ освоения глубоких разведочных скважин, составлена математическая модель процесса.

14.4. Разработан способ освоения скважин многоступенчатым эжектиро-ванием для использования в труднодоступных районах Крайнего Севера.

15. Опытно-промышленные испытания технологий по заканчиванию и ремонта газовых и газоконденсатных скважин, направленных на сохранение естественной проницаемости продуктивного пласта, проводились на скважинах «Тюменбургаза», «Уренгойгазпрома», «Ноябрьскгаздобычи», «Севергазпрома», «Югтрансгаза», «Кавказтрансгаза», «Якутгазпрома», «Туркменгазпрома», «Булгаргаза», «Узбекгазпрома», «Ставропольнефтегаза», «Тюментрансгаза», «Баштрансгаза» и т.д.

16. Для применения при бурении и капитальном ремонте скважин в качестве наполнителя рабочих жидкостей на ЗАО «Полицелл» (г. Владимир) начато промышленное производство разработанного реагента-наполнителя под названием «Целлотон Ф».

17. Фактический экономический эффект от внедрения в производство выполненных по теме диссертации разработок составил около 50 млн. рублей.

18. Разработанные теоретические, методические и практические положения представляют собой основу для дальнейшего развития процесса качественного заканчивания и ремонта скважин, направленного на сохранение кол-лекторских свойств продуктивного пласта.

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Гасумов, Рамиз Алиджавад оглы, 1999 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Применение пенных систем в нефтегазодобыче /В.А. Амиян, A.B. Амиян, Л.В. Казакевич, E.H. Бекиш. - М.: Недра, 1987. - 229 с.

2. Временные рекомендации по технологии углубления скважин в условиях поддержания заданного устьевого давления /K.M. Тагиров, В.И. Нифантов, P.A. Гасумов и др. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1995. - 28 с.

3. Временная инструкция по технологии углубления и заканчивания скважин в условиях гибкого регулирования забойного давления в системе "скважина-пласт" /K.M. Тагиров, В.И. Нифантов, P.A. Гасумов, А.Н. Гноевых и др. -Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1996.-21 с.

4. Временные рекомендации по технологии вскрытия келловей-оксфордских отложений и заканчиванию скважин на месторождении Кокдумалак /K.M. Тагиров, P.A. Гасумов, В.И. Нифантов, Ю.И. Петраков и др. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1994. - 52 с.

5. Инструкция по глушению скважин с применением пенных систем с наполнителем в условиях АНПД /K.M. Тагиров, Н.И. Кабанов, P.A. Гасумов, A.A. Перейма и др. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1998. - 40 с.

6. Рекомендации по технологии укрепления продуктивного пласта газовых скважин /P.A. Гасумов, Ю.С. Тенишев, Г.Г. Белолапотков и др. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1998. - 18 с.

7. Временные рекомендации по обработке буровых растворов реагентом KLAN-SEAL - II F /P.A. Гасумов, В.В. Романов, Т.А. Смольнякова и др. -Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1996. - 9 с.

8. Временные рекомендации по удалению жидкости из "мертвых" пространств скважин с целью создания депрессии на нижележащие горизонты /P.A. Гасумов, В.Е. Шмельков, В.В. Романов и др. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1996.-20 с.

9. Рекомендации по приготовлению и применению тиксотропных тампонаж-ных растворов с комплексными структурирующими добавками /P.A. Гасумов, Ю.И. Петраков, H.A. Костенко и др. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1993. - 12 с.

10. Временная технологическая инструкция по совместному проведению гидроперфорации и направленного поинтервального гидравлического разрыва пластов /K.M. Тагиров, P.A. Гасумов, Ю.Н. Луценко, В.И. Нифантов и др. -Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1993. - 50 с.

11. Предварительные рекомендации по рецептурам промывочных систем и технологий их применения при глушении и освоении скважин на Вынгапу-ровском месторождении /P.A. Гасумов, В.Е. Шмельков, Н.Б. Козлов и др. -Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1995. - 35 с.

12. Временные рекомендации по технологии приготовления и применения нефте-эмульсионного бурового раствора НВ-М /P.A. Гасумов, В.И. Нифантов, В.Г. Мосиенко и др. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1996. - 6 с.

13. Рекомендации по приготовлению и применению тампонажного раствора для установки изоляционного моста /P.A. Гасумов, В.Г. Мосиенко и др. -Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1997. - 11 с.

14. Временные рекомендации по применению комплексной технологии для проведения РИР в условиях АНПД /P.A. Гасумов, В.Г. Мосиенко, Т.Ш. Вагина и др. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1997. - 16 с.

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

16. Овнатанов Г.Т. Вскрытие и обработка пласта. - М.: Недра, 1970. - 510 с.

17. Степанянц А.К. Вскрытие продуктивных пластов. - М.: Недра, 1968. -413 с.

18. Роджерс В.Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей для бурения нефтяных скважин. - М.: Недра, 1967. - 595 с.

19. Гетлин К. Бурение и заканчивание скважин //Перевод с англ. -М.: Гостоптехиздат, 1963. - 518 с.

20. Лэмпкин P.E. Влияние буровых жидкостей на продуктивность пласта //ЭИ ВИНИТИ, сер. Нефте- и газодобывающая промышленность. - М., 1967, №11.-С. 15-17.

21. Ван Полен А.К. Причины ухудшения проницаемости призабойной зоны и методы ее обработки //ЭИ ВИНИТИ, сер. Нефте- и газодобывающая промышленность. - М., 1966, №47. - С. 35.

22. Солидей А. Современные методы завершения скважин в США //IV Межд. нефтяной конгресс, т.З. - М.: Гостоптехиздат, 1966. - 63 с.

23. Волков Э.Я. Геолого-геофизические признаки, характеризующие сверхглубокие зоны проникновения фильтрата бурового раствора в коллектор //НТС ЗапСибНИГНИ: Проблемы нефти и газа Тюмени. - Тюмень, 1977, вып. 33.-С. 7-10.

24. Ибрагимов Э.И., Мамедов А.К. Зависимость степени проявления капиллярного давления от скорости фильтрационного потока и физических свойств пористой среды //НТС ВНИИОЭНГ, сер. Нефтепромысловое дело. -М., 1970, №1.-С. 21-23.

25. Касперский Б.В. Проникновение твердой фазы буровых растворов в пористую среду //Нефтяное хозяйство, М., 1971, №9. - С. 30-32.

26. Касьянов Н.М., Штырлнн В.Ф., Рахматуллин Р.К. О количественной оценке влияния буровых растворов на проницаемость призабойной зоны скважины //Нефтяное хозяйство, М., 1974, №4. - С. 24-23.

27. Яремийчук P.C., Качмар Ю.Д. Вскрытие пластов и освоение скважин. -Львов: Вища школа, 1992. - 152 с.

28. Обобщение и анализ условий вскрытия продуктивных пластов и работ по интенсификации полученных притоков на территории деятельности ПГО «Южгеология» (Ростовская ГРЭ, Донская НГРЭ). Методика интенсификации притоков газа и нефти для условий Ростовской области /Отчет о НИР по теме XVI-Ipc/88.90, рук. Матвеев Д.Ф. - Ставрополь: СевКавНИ-ПИгаз, 1988.- 136 с.

29. Крезуб А.Н., Яковенко В.И. Изменение проницаемости коллекторов и призабойной зоны пластов при заканчивании скважин //Нефтяное хозяйство, М., 1986, №11.-С. 44-46.

30. Овчинников В.И., Афанасьев В.А. Совершенствование способов освоения скважин на месторождениях Западной Сибири //Нефтяное хозяйство, М., 1985, №8.-С. 19-22.

31. Казьмин A.B., Логинов Ю.Ф., Мухин Л.К. Эффективность применения ин-вертных эмульсионных растворов при проводке скважин в Западной Сибири //РНТС ВНИИОЭНГ, сер. Бурение. - М., 1979, №7. - С. 19-21.

32. Яремийчук P.C., Ефремов И.Ф., Иванов В.Н. Воздействие на призабойную зону скважины многократными депрессиями-репрессиями //Нефтяное хозяйство, М., 1987, №11. - С. 36-37.

33. Грим P.E. Минералогия глин /Перевод с англ. - М., 1956. - 310 с.

34. Овчаренко Ф.Д. Гидрофильность глин и глинистых минералов. - Киев, 1961.-270 с.

35. Черский Н.В. О влиянии воды на продуктивность газовых скважин //Нефтяное хозяйство, М., 1952, №7. - С. 15-18.

36. Шищенко Р.И., Есьман Б.И. Практическая гидравлика в бурении. -М.: Недра, 1966.-319 с.

37. Испытания нефтегазоразведочных скважин в колонне /Ю.В. Семенов, B.C. Войтенко, K.M. Обморышев и др. - М.: Недра, 1983. - 285 с.

38. Мишевич В.И. Гидродинамические исследования поглощающих пластов и методы их изоляции. - М.: Недра, 1974. - 208 с.

39. Качлишвили Н.З., Шаньгин А.Н. Предупреждение и преодоление поглощения промывочной жидкости при бурении скважин на мезозойские отложения //Тр. ГрозНИИ, 1962, вып. XII. - С. 3-15.

40. Стояновский JI.П., Перенглиев А.Б. О природе поглощений и выбросов при бурении скважин на месторождении Окарем //Тр. ТФВНИИнефть, 1962, вып. V.-C. 128-136.

41. Гавоотти Ц. Проблемы бурения в долине реки По в связи с высокими пластовыми давлениями //V Межд. нефт. конгресс. - В кн.: Бурение скважин и добыча нефти и газа, М.: Гостоптехиздат, 1961. - С. 21-26.

42. Мирзаджанзаде А.Х. Вопросы гидродинамики вязкопластичных и вязких жидкостей в применении к нефтедобыче. - Баку: Азернефтьиздат, 1959. -409 с.

43. Титков Н.И., Кукин А.Н. Комплексные исследования поглощающих горизонтов при бурении скважин. - М.: Недра, 1966. - 151 с.

44. Рабинович Н.С. Методика определения границ поглощающих горизонтов //В кн.: За прогрессивную технологию. Материалы технического совещания работников нефтяной и газовой промышленности Саратовского CHX. -Саратов, 1961. - С. 57-63.

45. Михайлов H.H., Резванов P.A., Леонидова А.И. Выделение закольматиро-ванных пластов комплексом промыслово-геофизических методов //Нефтегазовая геология и геофизика, М., 1976, №7. - С. 50-55.

46. Алекперов В.Г., Никишин В.А. Кольматация проницаемых пластов в процессе бурения и ее последствия //Нефтяное хозяйство, 1972, №8. - С. 21-24.

47. Алекперов В.Г., Никишин В.А. О кольматации проницаемых отложений при бурении скважин //Бурение, М., 1972, №2. - С. 36-38.

48. Жигач K.M., Паус К.Ф. Влияние промывочных жидкостей на проницаемость кернов //Нефтяное хозяйство, М., 1957, №11. - С. 49-50.

49. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. - М.: Недра, 1979. - 303 с.

50. Амиян В.А., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. -М.: Недра, 1972.-333 с.

51. Гасумов P.A., Нифантов В.И., Яшин А.Ф. Технология бурения скважин в зонах поглощения на месторождении Газли //Строительство газовых и газо-конденсатных скважин: Сб. научн. статей ВНИИгаза. - М., 1992. - С. 95-100.

52. Технология бурения с промывкой пеной в зонах поглощений на площади Танги-Кудук /K.M. Тагиров, В.И. Нифантов, P.A. Гасумов и др. //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. статей ВНИИгаза. -М., 1992.-С. 89-95.

53. Гасумов P.A., Нифантов В.И. Технология вскрытия продуктивного горизонта на месторождении Кокдумалак //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. статей ВНИИгаза. - М., 1993. - С. 3-5.

54. Технология бурения скважин в интервалах катастрофических поглощений промывочной жидкости /K.M. Тагиров, В.И. Нифантов, P.A. Гасумов и др. //Аннотации докладов: Междунар. конфер. «Подземное хранение газа». -М.: ВНИИгаз, 1995.-С. 134-135.

55. Технология углубления скважин, обеспечивающая гибкое регулирование давления в системе «скважина-пласт» /K.M. Тагиров, В.И. Нифантов, P.A. Гасумов и др. //Материалы НТС «Реализация научно-технической программы перевооружения буровых предприятий РАО «Газпром», М.: ИРЦ Газпрома, 1996.-С. 17-30.

56. Новые технологии при бурении и ремонте скважин /K.M. Тагиров, В.И. Нифантов, P.A. Гасумов и др. //Газовая промышленность, М., 1997, №11.-С. 32-34.

57. К вопросу крепления скважин при вскрытии продуктивных пластов в условиях равновесия давления в системе «скважина-пласт» /K.M. Тагиров, P.A. Гасумов, A.A. Перейма, В.И. Нифантов //Газовая промышленность, М., 1998,№10.-С. 41^13.

58. Abrams A. Mud design to minimize rock impairment due to particle invasion //J.Petr. Techn, 1977, vol. 29, №5. - P. 586-592.

59. Разработать технологию углубления скважин, обеспечивающую гибкое регулирование давления в системе «скважина-пласт» (репрессия-равновесие-депрессия) /Отчет о НИР, договор 60Г/95.96, задание 1, рук. Тагиров K.M., Нифантов В.И., Гасумов P.A. №ГР 343. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1996.-126 с.

60. Акопян Н.Р. Исследования и разработка методов вскрытия газовых пластов и завершения скважин: Дис. ... докт. техн. наук. - М.: ВНИИгаз, 1974. -320 с.

61. Заканчивание газовых скважин /У.Д. Мамаджанов, А.К. Рахимов, Г.А. Поляков, И.Ш. Стрелко. - М.: Недра, 1979. - 174 с.

62. Акопян Н.Р. Техника и технология вскрытия газоносных пластов с продувкой забоя естественным газом: Дис. ... канд. техн. наук. - М.:ИГиРГИ, 1962.- 120 с.

63. Murray A.S., Eckell J.S. Foam agents and foam drilling //Oil and Gas Journal, 1961, vol. 59, №8. - P. 125-129.

64. Hutchitson S.O., Anderson S.W. Performed stable foam aids workover drilling //Oil and Gas Journal, 1972, vol. 10, №20. - P. 74-79.

65. Ясашин A.M. Вскрытие, опробование и испытание пластов. - M.: Недра, 1979.-344 с.

66. Амиян В.А., Амиян A.B., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. - М.: Недра, 1980. - 383 с.

67. Межлумов А.О., Макурин Н.С. Бурение скважин с применением воздуха, газа и аэрированной жидкости. - М.: Недра, 1967. - 320 с.

68. Временная методика бурения экспериментальных скважин на месторождениях с АВПД. - М.: ВНИИБТ, 1975. - 25 с.

69. Гасумов P.A. Результаты совместного вскрытия соленосного и продуктивного горизонтов при бурении газовых скважин //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. статей ВНИИгаза. - М., 1993. -С. 5-9.

70. Корчагин В.В., Тагиров K.M. Определение плотности и гидростатического давления пены в скважине //Газовая промышленность, М., 1979, №10. -С. 25-26.

71. Научно-технический прогресс в области промывки и крепления нефтяных и газовых скважин /И.М. Алехин, H.A. Мариампольский, В.И. Мутовин и др. - М.: Недра, 1987. - С. 50-74.

72. Кудряшов Б.Б., Яковлев A.M. Бурение скважин в мерзлых породах. -М.: Недра, 1983.-283 с.

73. Городнов В.Д. Буровые растворы. - М.: Недра, 1985. - 206 с.

74. Разработать и внедрить составы, технологию приготовления и применения утяжеленных промывочных жидкостей без твердой фазы для капитального ремонта скважин ПХГ в условиях АВПД с использованием местных материалов /Отчет о НИР, договор 30Г/93.95, задание 13, рук. Гасумов P.A., №ГР 01.9.30006617. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1994. - 122 с.

75. Крылов В.И. Наполнители для изоляций зон поглощения //В кн.: Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. - М.: Недра, 1980. -112 с.

76. Изоляция зон поглощений с применением наполнителей /В.И. Крылов, С.С. Джангиров, Н.И. Сухенко и др. //Научн.-техн. сб., сер. Бурение. -М.: ВНИИОЭНГ, 1981, вып. 15.-48 с.

77. Мамаджанов В.У. Выбор бурового раствора для вскрытия продуктивного горизонта //Обз. инф. МТЭА ИНТЭК, сер. Нефтегазовая промышленность. -М, 1990.-31 с.

78. Кудряшов Б.Б., Яковлев A.M. Бурение скважин в осложненных условиях. -М.: Недра, 1987.-269 с.

79. Разработать регламент по использованию наполнителей к буровому раствору по результатам опытно-промышленных испытаний наполнителя Кен-Сил /Отчет о НИР, договор 61Г/95.97, задание 6, рук. Гасумов P.A., №ГР 251. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1996. - 49 с.

80. Разработать регламент по использованию наполнителей к буровому раствору по результатам опытно-промышленных испытаний наполнителя

Кен-Сил /Отчет о НИР, договор 61Г/95.97, задание 6, рук. ГасумовР.А., №ГР 251. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1997. - 66 с.

81. Разработать технологию углубления скважин, обеспечивающую гибкое регулирование давления в системе «скважина-пласт» (репрессия-равновесие-депрессия) /Отчет о НИР, договор 60Г/95.96, задание 1, рук. Тагиров K.M., Нифантов В.И., Гасумов P.A. №ГР 343. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1995.-71 с.

82. Пат. 2017750 РФ, С08В 30/18, C09J 103/02. Способ получения продукта, имеющего клеящие свойства, из зернового сырья /Скибида И.П., Сахаров A.M., Сахаров A.M. - Бюл. №15, 1994.

83. Амиян В.А., Васильева Н.П., Джавадян A.A. Повышение нефтегазоотдачи пластов путем совершенствования их вскрытия и освоения //Тематич. науч-но-техн. обз., сер. Нефтепромысловое дело. -М.: ВНИИОЭНГ, 1977. - 80 с.

84. Григорьян Н.Г., Гайворонский И.Н. Влияние условий в скважине на эффективность перфорации //Научно-техн. сб., сер. Нефтепромысловое дело. -М.: ВНИИОЭНГ, 1971, №7. - С. 20-24.

85. Узилов Е.М. Предупреждение загрязнения продуктивных пластов при перфорации //Реф. научно-техн. сб., сер. Бурение. - М.: ВНИИОЭНГ, 1977, №5. - С. 6-9.

86. Эффективность вскрытия пластов перфорацией в зависимости от типа бурового раствора /Н.Г. Григорьян, М.А. Ахметшин, И.Н. Гайворонский и др. //Нефтяное хозяйство, М., 1973, №11. - С. 15-19.

87. Замахаев B.C. Кольматация пород при распространении в суспензии ударных волн //Реф. научно-техн. сб., сер. Бурение. - М.: ВНИИОЭНГ, 1975, №10.-28 с.

88. Минаев Б.П., Челпанов П.И., Вегерская М.С. Некоторые методы воздействия на призабойную зону скважин //Тематич. научно-техн. обз., сер. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, №6, 1976. - 44 с.

89. Минаев Б.П. Исследование процессов, способствующих кумулятивной перфорации скважин //Научно-техн. сб., сер. Нефтепромысловое дело. -М.: ВНИИОЭНГ, 1975, №7. - 52 с.

90. Рекомендации по дострелу продуктивных горизонтов в среде трехфазной пены /Тема 123/79, рук. Акопян Н.Р. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1979. -69 с.

91. Краткий справочник по прострелочно-взрывным работам в скважинах //Под ред. Н.Г. Григорьяна. - М.: Недра, 1982. - 183 с.

92. Suman G.O. Perforating - a prime source of well performance problems //J.Petr. Techn, 1972, №4. - P. 126-132.

93. Выжигин Г.В., Еньков О.Н. Повышение эффективности вскрытия продуктивных пластов путем перфорации //Бурение, М., 1979, №12. - С. 7-10.

94. Ибатуллин Р.К., Хабибуллин P.A., Рылов Н.И. Технология заканчивания скважин в терригенных отложениях //Нефтяное хозяйство, М., 1987, №2. -С. 21-24.

95. Особенности применения различных конструкций забоев скважин в тре-щинно-поровых коллекторах /М.О. Ашрафьян, O.A. Лебедев, А.П. Пеньков, Л.Е. Нижник //Нефтяное хозяйство, М., 1981, №10, - С. 19-23.

96. Сучков Б.М. Причины снижения производительности скважин //Нефтяное хозяйство, М., 1988, №5. - С. 52-54.

97. Рябоконь С.А., Бражников A.A. Применение рассолов большой плотности в качестве бурового раствора при заканчивании скважин //Нефтегазовая геология, геофизика и бурение. - М., 1985, вып. 9. - С. 12-14.

98. Carney Z. Completion fluids considerations for proper selection //Engineering Essentials of Modern Drilling Energy. - Publications Dallas, 1985. - P. 134-138.

99. Высокоминерализованные жидкости для заканчивания и ремонта скважин /P.A. Гасумов, Т.А. Липчанская, В.Е. Шмельков и др. //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. статей ВНИИгаза. - М., 1996. -С. 153-156.

100. WalrafenG.E. Raman Spectral Studies of the Effects of Urea and Sucrose on Water Structure //The Journal of Chemical Physics. - vol. 44, №10, May 1966. -P. 217-221.

101. Мищенко К.П., Полторацкий Г.М. Термодинамика и строение водных и неводных растворов электролитов. - Л.: Химия, 1976. - С. 184-185.

102. Денуайе Ж., Жомекер К. Современные проблемы электрохимии. -М.: Мир, 1971.-318 с.

103. Борина А.Ф. О структурных особенностях водных растворов мочевины //Журн. физической химии, т.11, 1977, №1. - С. 138-142.

104. Позин М.Е. Технология минеральных удобрений. - Л.: Химия, 1983. -338 с.

105. Schmidt В. Introduction to Brine. Completion and Workover Fluides //Petrol Eng Intern. - 1983, vol. 7, №10. - P. 80-96.

106. Рачев X., Стеханова С. Справочник по коррозии. - М.: Мир, 1982. - 217 с.

107. Результаты исследований коррозионной активности безглинистой высокоминерализованной жидкости для заканчивания и ремонта скважин /P.A. Гасумов, Т.А. Липчанская, В.Е. Шмельков и др. //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. статей ВНИИгаза, М., 1996. -С. 28-33.

108. Рябоконь С.А., Нечаев A.C., Чагай Е.В. Жидкости-песконосители для гидроразрыва пласта //Обз. инф., сер. Нефтепромысловое дело. -М.: ВНИИОЭНГ, 1987, вып. 14. - 51 с.

109. Логинов Б.Г., Блажевич В.А. Гидравлический разрыв пластов. -М.: Недра, 1966.- 146 с.

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

111. Сатаев A.C. Технология гидравлического разрыва пласта с временной кольматацией фильтрационной поверхности разнодисперсными суспензиями: Дис. ... канд. техн. наук. -М.: ВНИИгаз, 1974. - 120 с.

112. Амиян A.B. Освоение скважин с применением пенных систем //Обз. инф., сер. Нефтепромысловое дело. -М.: ВНИИОЭНГ, 1984, вып. 3. - 44 с.

113. Поверхностно-активные вещества для образования пен, используемых в нефтегазодобыче /В.К. Васильев, Т.И. Быкова, A.M. Савостьянова и др. //Темат. научно-техн. обз., сер. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1976.-76 с.

114. Мордухаев Х.М., У го лев B.C. Применение пен в технологических процессах нефтедобычи //Обз. по основным направл. разв. отрасли, сер. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1978. - 40 с.

115. Эббот У.А., Во Г.Ф. Гидроразрыв плотных газоносных коллекторов с помощью пен //Инженер-нефтяник. - Пер. изд. амер. журн. - М., 1976, №4. -С. 34-39.

116. Фролов Ю.Г. Поверхностные явления и дисперсные системы /Учебн. пос.: Курс коллоидной химии. - М.: Химия, 1982. - 400 с.

117. Пат. 2121561 РФ, Е21В 33/138. Жидкость-песконоситель для гидроразрыва низкопроницаемых пластов /P.A. Гасумов, Р.Н Каллаева, Т.Ш. Вагина. - Бюл. №31, 1998.

118. Мирзаджанзаде А.Х., Караев А.К., Ширинзаде С.А. Гидравлика в бурении и цементировании нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1977. -230 с.

119. Кларк Е.К. Повышение забойного давления при спуске труб. -М.: ЦНИИТЭнефтегаз, 1956. - С. 3.

120. Ковтунов Г.А. Колебания давления в скважинах при спуско-подъемных операциях //ННТ, сер. Нефтепромысловое дело. - М.: ЦНИИТЭнефтегаз, 1957, вып. 20.-С. 4-7.

121. Гукасов H.A., Пирвердян A.M. Приближенная формула для определения давления на забой скважины //Нефтяное хозяйство, М., 1959, №9. - С. 20-22.

122. Здоров Ф.Г. Влияние водоотдачи цементных растворов на проницаемость пород приствольной зоны пласта //Тр. ВНИИКРнефть: Техника и технология промывки и крепления скважин. - Краснодар, 1976. - С. 83-86.

123. Алекперов В.Т. К методике определения степени закупорки пористого элемента при взаимодействии с буровым раствором // Тр. ВНИИБТ: Основы проектирования глубоких скважин. - М., 1973, вып. XXXI. - С. 47-53.

124. Промывочные жидкости для вскрытия продуктивных пластов и ремонта скважин /Н.Р. Акопян, Л.И. Гавриш, З.К. Клименко и др. //Научно-техн. обз., сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИЭгазпром, 1973. - 23 с.

125. Винарский М.С., Муратов В.К., Петрова С.И. Влияние свойств бурового раствора на состояние призабойной зоны продуктивного пласта //Нефтяное хозяйство, М., 1977. №6. - С. 27-29.

126. Сеид-Рза М.К., Кулиев Р.Б. Исследование влияния изменений проницаемости глинистой корки и пласта на распределение давления в приствольной зоне скважины //Азерб. нефтяное хозяйство, Баку, 1977, №2. - С. 16-18.

127. Курочкин Б.М., Алекперов В.Т. Интенсификация процесса кольматации мелкопористых проницаемых пород механическим способом //Нефтяное хозяйство, М., 1973, №6. - С. 11-14.

128. Экспериментальные исследования влияния вибровоздействия на фильтрационную корку и проницаемость фильтров /М.Р. Мавлютов, Ю.С. Кузнецов, Ф.А. Агзамов и др. //Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Межвузовский научно-техн. сб. - Уфа, 1976, вып. 3. - С. 72-77.

129. Орлов Л.И., Ручкин A.B., Свихнушин Н.И. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа. - М.: Недра, 1976. - 86 с.

130. Мирзаджанзаде А.Х., Караев А.К., Мовсумов A.A. Гидравлические особенности проводки скважин в сложных условиях //Научно-техн. сб., сер. Бурение. - М.: ВНИИОЭНГ, 1971. - 47 с.

131. Rittez J.B., McDaniel B.R. New Preflush Technique Aids Primary Remedial Cements Jobs //World Oil, vol. 168, №2, 1968. - P. 117-126.

132. McLean R.H., Manry C.W., Whitaker W.W. Displacement Mechanics in Primary Cementing //J.Petrol. Techn., vol. 19, №2, 1967. - P. 91-96.

133. Газопроявления в скважинах и борьба с ними /А.И. Булатов, В.И. Рябченко, И.Я. Сибирко и др. - М.: Недра, 1969. - С. 63-144.

134. Сеид-Рза М.К. Технология бурения глубоких скважин в осложненных условиях. - Баку: Азернешр, 1963. - 338 с.

135. Антонов П.Л. Дальность и продолжительность диффузии газов из залежей в законтурные воды //Газовая промышленность, М., 1963, №9. - С. 1-6.

136. Малеванский В.Д. Открытые газовые фонтаны и борьба с ними. -М.: Гостоптехиздат, 1963. - 148 с.

137. Ребиндер П.А. О природе пластичности и структурообразования в дисперсных системах. - М.: АН СССР, 1953. - С. 98-104.

138. Линевский A.A. К вопросу борьбы с обводнением скважин //Азерб. нефтяное хозяйство. - Баку, 1940, №4. - С. 12.

139. Мариампольский H.A., Муняев В.М. Промывка и разобщение пластов в глубоких скважинах. - М.: Гостоптехиздат, 1962. - 124 с.

140. Булатов А.И. О природе межтрубных газо-, водо- и нефтепроявлений //Газовая промышленность, М., 1963, №12. - С. 24.

141. Мамаджанов У.Д., Халфин В.Е. Затрубные проявления газа //Нефтяное хозяйство, М., 1956, №9. - С. 22.

142. Sutton D.J., Sabins F., Paul R. Annular gas flow theory and prevention methods described //Oil and Gas J, 1984, vol. 82, №50. - P. 84-92.

143. Sutton D.J., Sabins F., Paul R. New evaluation for annular gas - flow potential //Oil and Gas J, 1984, vol. 82, №51. -P. 109-112.

144. Летченко B.K. Затрубные выбросы после цементирования обсадных колонн //Азерб. нефтяное хозяйство, Баку, 1954, №8. - С. 28.

145. Малеванский В.Д. Основные требования к обеспечению высококачественного цементирования скважин газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1964. - С. 64.

146. Сидоров H.A., Ковтунов Г.А. Осложнения при бурении скважин. -М.: Гостоптехиздат, 1959. - 83 с.

147. Гайворонский A.A., Цибин A.A. Крепление скважин и разобщение пластов. - Л.: Техническая книга, 1980. - 367 с.

148. Коморин В.К. О природе межтрубных газо-, водо- и нефтепроявлений //Газовая промышленность, 1966, №7, с. 17.

149. Крейтер А.И. О состоянии бурения скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях Западного и Южного Узбекистана //В сб.: Бурение скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях. -М.: Гостоптехиздат, 1962. - 101 с.

150. Предотвращение миграции газа в затрубном пространстве цементируемой скважины /Д.К. Левайн, Э.У. Томас, Х.П. Безнер, Д.К. Толлпе //Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, М., 1980, №10. - С. 8-17.

151. Цейтлин В.Г. Причины затрубных газопроявлений после цементирования обсадных колонн в газовых скважинах и методы их предотвращения //Реф. научно-техн. сб., сер. Бурение. -М.: ВНИИОЭНГ, 1964, №2. - С. 16-19.

152. Черненко A.B., Кукеов А.Н., Комнатный Ю.Д. О роли изолирующей способности тампонажного раствора при разобщении пластов в скважинах //Тез. докл. к конф. - дискус. «Формирование и работа тампонажного камня в скважине». - Краснодар, 1984. - С. 8-9.

153. Булатов А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. -М.: Недра, 1983.-255 с.

154. Гасумов P.A., Тагиров K.M., Петраков Ю.И. К вопросу о механизме возникновения флюидопроявлений при цементировании скважин //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. статей ВНИИгаза. - М., 1992. - С. 73-76.

155. Гасумов P.A. Предупреждение заколонных флюидопроявлений при строительстве и капитальном ремонте скважин: Дис. ... канд. техн. наук. -Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1994. - 173 с.

156. Каримов Н.Х., Танкибаев М.А., Рахматуллин Т.К. Тампонажные материалы для крепления скважин в условиях проявлений АНПД //В кн.: Методы прогнозирования АВПД и вопросы совершенствования технологии бурения скважин. - Л., 1983.-С. 162-171.

157. Булатов А.И. Управление физико-механическими свойствами тампонаж-ных систем. - М.: Недра, 1976. - С. 189-235.

158. Данюшевский B.C., Алиев Р.Х., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. -М.: Недра, 1987. - С. 196-216.

159. Данюшевский B.C. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов. - М.: Недра, 1978. - 293 с.

160. Румшинский Л.З. Математическая обработка результатов эксперимента. -М.: Недра, 1971.-С. 56-91, 107-126.

161. Тампонажные растворы для цементирования наклонного участка скважин /В.Г. Мосиенко, P.A. Гасумов, Ю.И. Петраков, A.M. Педус //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. статей ВНИИгаза, М, 1997.-С. 156-159.

162. Гасумов P.A., Петраков Ю.И., Мосиенко В.Г. Влияние структурирующих добавок на водоотдачу тампонажных растворов //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. статей ВНИИгаза. - М., 1993. -С. 77-82.

163. Тагиров K.M., Гасумов P.A., Мосиенко В.Г. Комплексные пластифицирующие добавки в тампонажный раствор //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. статей ВНИИгаза. - М., 1993. - С. 17-22.

164. Тампонажные смеси для цементирования горизонтальных и наклонно направленных скважин /K.M. Тагиров, P.A. Гасумов, В.Г. Мосиенко и др.

//Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. статей ВНИИгаза. -М., 1993.-С. 12-17.

165. A.c. 1839040 СССР, Е21В 33/138. Комплексный реагент для тампонажных растворов на основе портландцемента /A.A. Перейма, Ю.И. Петраков, P.A. Гасумов и др. - ДСП. - 1990.

166. Пат. 2033519 РФ, Е21В 33/138. Пластификатор тампонажных растворов /A.A. Перейма, P.A. Гасумов, Ю.И. Петраков и др. - Бюл. №11, 1995.

167. Мариампольский H.A., Рябова Л.И., Сурикова O.A. Регулирование свойств тампонажных растворов с помощью многофункциональных химреагентов /Юбз. инф., сер. Техника и технология бурения скважин. -М.: ВНИИОЭНГ, 1988. - 61 с.

168. Шадрин Л.Н. Добавки к тампонажным растворам //Темат. научно-техн. обз., сер. Бурение. -М.: ВНИИОЭНГ, 1970. - 192 с.

169. К вопросу крепления скважин при вскрытии продуктивных пластов в условиях равновесия давления в системе «скважина-пласт» /K.M. Тагиров, P.A. Гасумов, A.A. Перейма, В.И. Нифантов //Газовая промышленность, М., 1998, №10.-С. 41-43.

170. Пластификаторы цемента /A.A. Клюсов, A.B. Мнацаканов, A.A. Рябоконь, Ю.Т. Ивченко //Обз. инф., сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. - М.: ВНИИЭгазпром, 1990. - 26 с.

171. Перейма A.A., Гасумов P.A. Тампонажный раствор для ремонтно-изоляционных работ и цементирования скважин //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. статей ВНИИгаза. - М., 1995. -С. 46-50.

172. Реагент для получения цементно-полимерных тампонажных растворов с улучшенными технологическими свойствами /A.A. Перейма, P.A. Гасумов, Ю.И. Петраков и др. //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. статей ВНИИгаза. -М., 1996. - С. 41-47.

173. Гасумов P.A., Перейма A.A. Модифицированный тампонажный раствор для ремонтно-изоляционных работ //Тез. докл. межрегион, научно-техн. конф. по пробл. газовой, промышл. России. - Ставрополь: СтГТУ, 1997. -С. 14-15.

174. Тампонирующий материал для ремонтно-изоляционных работ /K.M. Тагиров, Н.И. Кабанов, P.A. Гасумов и др. //Газовая промышленность, М., 1998, №1.-С. 40-41.

175. Гасумов P.A. Устройство для виброобработки тампонажных растворов при цементировании зоны продуктивных пластов //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. статей ВНИИгаза. - М., 1993. -С. 9-11.

176. A.c. 1362116 СССР, E21B 33/13. Устройство для вибрационной обработки цементного раствора /P.A. Гасумов, P.A. Абдулзаде, P.C. Яремийчук, Л.В. Чорненька. - ДСП. - 1990.

177. A.c. 1565123 СССР, Е21В 33/14. Гидроимпульсный вибратор /P.A. Абдулзаде, P.A. Гасумов, З.И. Шевчук, Л.В. Чорненька. - ДСП. - 1990.

178. A.c. 1544953 СССР, Е21В 33/14. Способ обратного цементирования скважины /P.A. Абдулзаде, P.A. Гасумов, З.И. Шевчук, Л.В. Чорненька. - ДСП. - 1989.

179. Missienx L. Поведение пен в пористой среде //Экспр. информ., сер. Нефте-и газодобывающая промышленность. - М.: ВИНИТИ, 1974, №18. - С. 1218.

180. Гасумов P.A.. Шмельков В.Е., Козлов Н.Б. Исследование закупоривающей способности наполнителей для трещиноватых и гранулярных коллекторов //Тез. докл. XXVI научно-техн. конф. - Ставрополь: СтГТУ, 1996. - С. 63.

181. Состав для крепления призабойной зоны пласта /А.А.Перейма, Р.А.Гасумов, Ю.А.Лексуков. - Полож. решение ФИПС Роспатента от 13.04.99 о выдаче патента по заявке №97118822/03 от 11.11.97.

182. Разработать и внедрить технические и технологические решения, направленные на повышение эффективности капитального ремонта скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях и ПХГ //Отчет о НИР, договор 30Г/93.95, задание 1, рук. ТагировК.М., №ГР 01.9.30006617. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1995. - 44 с.

183. Технология глубинных нефтегазопоисковых гидрогеологических исследований /В.П. Ильченко, Б.П. Акулинчев, Ю.Г. Гирин и др. - М.: Недра, 1992.- 173 с.

184. Гасумов P.A., Свинцицкий С.Б. Некоторые представления о возможности использования явления дилатансии для повышения устойчивости и продуктивности пласта //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. статей ВНИИгаза. - М., 1998. - С. 115-119.

185. Тагиров K.M., Гасумов P.A., Чернухин В.И. Специальные жидкости для заканчивания скважин при вскрытии продуктивных пластов в условиях равновесия давления в системе «скважина-пласт» // В кн.: Совершенствование технологии заканчивания скважин - М.: ИРЦ Газпрома, 1998. - С. 17-19.

186. Гасумов P.A., Тенн P.A., Серебряков Е.П. К вопросу предупреждения и ликвидации межколонных газопроявлений //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. статей ВНИИгаза. - М., 1997. - С. 43-49.

187. Комплекс геофизических исследований, рекомендуемых для определения технического состояния скважин /О.В. Керимова, А.Г. Керимов, P.A. Гасумов и др. //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. статей ВНИИгаза. - М., 1996. - С. 6-12.

188. Контроль технического состояния крепи скважин ПХГ /С.В.Долгов, P.A. Гасумов, В.И. Шамшин и др. //Газовая промышленность, М., 1997, №3. - С. 57-59.

189. Пат. 2121560 РФ, Е21В 33/138. Состав для крепления призабойной зоны слабоцементированных пластов /А.А.Перейма, Р.А.Гасумов, З.А.Астапова. -Бюл. №31, 1998.

190. Симонянц JI.E. Разрушение горных пород и рациональная характеристика двигателей для бурения. - М.: Недра, 1966. - С. 14-21.

191. Булатов А.И., Данюшевский B.C. Тампонажные материалы. - М.: Недра, 1987.-280 с.

192. Амиян A.B., Васильев В.К., Чепиков Г.М. Применение пен для повышения эффективности разработки газовых и газоконденсатных месторождений //Газовая промышленность, М., 1974, №11. - С. 32-37 и №12. - С. 25-29.

193. Панасов Б.В., Кулешова Ж.К., Шейкин Ф.И. Селективный выбор ПАВ для удаления высокоминерализованных вод на газовых месторождениях //Научно-техн. обз., сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИЭгазпром, 1978. - 64 с.

194. Экспериментальное исследование влияния температуры на пенообразую-щую способность ПАВ /В.И. Нифантов, Ю.Н. Луценко, Р.Н. Каллаева и др. //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. статей ВНИИгаза. - М., 1995. - С. 71-76.

195. Тихомиров В.К. Пены, теория и практика их получения и разрушения. -М.: Химия, 1975.-265 с.

196. Шарипов A.M., Коваленко П.В. Влияние температуры на стабильность двухфазных пенных систем //Газовая промышленность, М., 1987, №12. -С. 44-45.

197. Временная инструкция по удалению жидкости из газовых и газоконденсатных скважин с помощью пенообразующих веществ /Ю.К. Игнатенко, Н.Р. Акопян, A.C. Сатаев и др. - Утв. Мингазпромом 12.02.77. - Ставрополь: СевКавНИИгаз, 1977. - 28 с.

198. Чепиков Г.М., Ларионов А.Н. Трехфазные пены для вскрытия нефтяных и газовых пластов //Газовая промышленность, М., 1975, №12. - С. 33-36.

199. Исследование устойчивости многофазных пен /И.Б. Портная, Л.Н. Сучкова, С.Н. Новгородова и др. //Коллоидный журнал. -Т.43. - М., 1981, вып. 5.-С. 883-889.

200. Нифантов В.И., Каллаева Р.Н., Димитриади Ю.К. Влияние твердой фазы на устойчивость и кратность пены //Строительство газовых и газоконден-сатных скважин: Сб. научн. статей ВНИИгаза. - М., 1992. - С. 105-116.

201. КаннК.Б. Капиллярная гидродинамика пен //Сиб. отд. АН. - Новосибирск: Наука, 1989. - 167 с.

202. Чистяков Б.Е., Перцов A.B., Чернин В.Н. Образование и основные свойства пен. Агрегативная устойчивость и ее критерии //Коллоидный журнал. -Т.50. - М., 1988, вып.З. - С. 542-549.

203. Предварительные рекомендации по технологии проведения ремонтных работ на скважинах месторождения Шамхал-Булак //Отчет о НИР по договору 4Д/90.91, рук, Тагиров K.M. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1990. - 25 с.

204. Леонидов А.И., Соловьев Е.М. Об одной методике изготовления искусственного песчаника //Нефть и газ, М., 1962, №3. - С. 87.

205. Регламент на технологию временной изоляции призабойной зоны продуктивного пласта многокомпонентными пенами при проведении ремонтных работ в скважинах Шебелинского ГКМ //Отчет о НИР по договору XII-IIII/88.88, рук. Долгов C.B. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1988. - 47 с.

206. Глушение скважин на длительный срок при помощи трехфазной пены /А.П. Агишев, Э.М. Арутюнян, Е.Ф. Зубков и др. //Газовая промышленность, М., 1974, №6. - С. 6-7.

207. Bernard G.G., Holm L.W. Влияние пены на проницаемость пористой среды для газа //ЭИ ВИНИТИ, сер. Нефте- и газодобывающая промышленность. -М., 1965, №2.-С. 11-23.

208. Тагиров K.M. Разработка методов вскрытия газоносных пластов с аномальными давлениями: Дис.... докт. техн. наук. - М.: ВНИИгаз, 1988. - 344 с.

209. Васильев В.К., Гундорцева О.И., Сычков H.H. Изменения градиента давления сдвига и водопроницаемости при наличии пены в пористой среде /ШС ВНИИОЭНГ, сер. Нефтепромысловое дело. - М., 1976, №9. - С. 6266.

210. Влияние трехфазной пены на проницаемость искусственных кернов /K.M. Тагиров, З.К. Клименко, В.И. Нифантов и др. //В сб. трудов института: Бурение, геология, разведка и разработка газовых и газоконденсатных месторождений Северного Кавказа. -М.: ВНИИЭгазпром, 1979, вып. 1/13. -С. 14-17.

211. Евгеньев А.Е., Туринер В.Н. О реологических свойствах пены в пористой среде //Изв. высш. учебн. заведений, сер. Нефть и газ. - М., 1967, №12. -С. 78-80.

212. Туянбаев Н.Т., Медведев М.Ф. О некоторых особенностях бурения скважин с промывкой аэрированными растворами с добавками пенообразующих ПАВ и пенами //В сб. Нефть и газ. - Алма-Ата, 1975, вып. 4. - С. 129-138.

213. Нифантов В.И. Разработка и совершенствование технологии промывки скважин пеной при вскрытии газовых пластов с аномально низким давлением: Дис. ... канд. техн. наук. - Уфа: УНИ, 1983. - 196 с.

214. Мурадян И.М., Крылов А.Н. Эксплуатация нефтяных месторождений. -М - Л.: Гостоптехиздат, 1949. - 776 с.

215. Мурадян И.М., Левкин В.Т., Козлова A.A. Совершенствование технологии бурения скважин с очисткой забоя пеной //Реф. научно-техн. сб., сер. Бурение. -М.: ВНИИОЭНГ, 1975, №12. - С. 19-20.

216. Bensten N.W., Noby G.N. Performed stable foam performance in drilling granulating shallow gas wells in Alberto //J. Petrol. Techn., 1976, vol. 28, №10. -P. 1237-1240.

217. Hook R.A., Cooper L.W., Payw B.R. Air, mist and foam drilling: a look at latest techniques //World Oil. - 1977, vol. 184, №5. - P. 95-106.

218. Винарский M.C., Гончаренко H.M. Применение аэрированных жидкостей при бурении скважин в поглощающих горизонтах. - М.: Недра, 1969. - 151 с.

219. Garavini О. etc. Foam aids drilling in Iran's Zagras Mountain Area //Oil and Gas. - 1971, vol. 69, №33. - P. 65-69.

220. Совершенствование технологии вскрытия продуктивного пласта перфорацией /P.A. Гасумов, С.Б. Бекетов, Р.Н. Каллаева и др. //Тез. докл. межрегион. научно-техн. конф. по проблемем газовой промышл. России. - Ставрополь: СтГТУ, 1997.-С. 14-15.

221. Шмельков В.Е., Черновалов Д.М., Быков И.Д. Изменение давления в процессе глушения газовой скважины пеной //Газовая промышленность, М., 1976, №10.-С. 39-41.

222. Амиян В.А., Васильева Н.П. Регулирование продвижения пропластковых и подошвенных вод пенами //Научн.-техн. сб., сер. Добыча. -М.: ВНИИОЭНГ, 1970. - 108 с.

223. Совершенствование вскрытия, апробирования и освоения газовых и газо-конденсатных скважин /Отчет о НИР по теме 49-76, рук. Акопян Н.Р., Та-гиров K.M. - Ставрополь: СевКавНИИгаз, 1978. - 140 с.

224. Ребиндер П.А. Структурно-механические свойства глинистых пород и современные представления физико-химии коллоидов //В кн.: Труды совещания по инженерно-геологическим свойствам горных пород и методам изучения. - Т. 1. - М, 1956. - С. 31-44.

225. Сегалова Е.Е., Ребиндер П.А. Исследование структурно-механических свойств и тиксотропии в олеоколлоидных системах //Коллоидный журнал. - Т. 10. - М., 1948, вып.З. - С 223-240.

226. Предупреждение и ликвидация газопроявлений при бурении скважин /А.Ф. Озоренко, А.К. Куксов, А.И. Булатов и др. - М.: Недра, 1978. - 279 с.

227. Разработать, испытать и внедрить гелевые составы для временной изоляции продуктивного пласта в процессе ремонтно-восстановительных работ на скважинах ПХГ в условиях АВПД и АНПД /Отчет о НИР, договор 30Г/93.95, задание 4.2, рук. Гасумов P.A. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1994.-65 с.

228. Пат. 2012776 РФ, Е21В 33/138. Состав для временной изоляции пласта /C.B. Долгов, Т.Ш. Вагина, А.П. Рудой и др. - Бюл. №9, 1994.

229. Пат. 2078907 РФ, Е21В 33/138. Состав для временной изоляции пласта /A.A. Перейма, P.A. Гасумов, C.B. Долгов и др. - Бюл. №13, 1997.

230. Гасумов P.A., Шмельков В.Е. Промывочные системы для глушения и восстановления работы скважин при АНПД //Тез. докл. НТС "Строительство и эксплуатация ПХГ горизонтальными скважинами". - Анапа, 1996. -С. 31.

231. Блокирование песчано-глинистых коллекторов в скважинах с АНПД при проведении ремонтных работ /P.A. Гасумов, В.Е. Шмельков, Н.Б. Козлов и др. //Тез. докл. I регион. НТК "Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону". - Ставрополь: СтГТУ, 1997. - С. 151.

232. Глушение скважин пенными системами /K.M. Тагиров, P.A. Гасумов, В.Е. Шмельков и др. //Тез. докл. НТС "Строительство и эксплуатация ПХГ горизонтальными скважинами". - Анапа, 1996.-С. 174-175.

233. Технологические жидкости для глушения и восстановления работы скважин /P.A. Гасумов, В.Е. Шмельков, Р.Н. Каллаева и др. //Газовая промышленность, М., 1997, №9. - С. 34-36.

234. Разработать и внедрить жидкости (пенные системы, эмульсии) для глушения скважин на месторождениях Западной Сибири /Отчет о НИР, договор 8Г/95.97, задание 1, рук. Гасумов P.A., № ГР 248. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1996.-27 с.

235. Механизмы разрушения пен гидрофобными частицами и нерастворимыми жидкостями в водных системах /К. Коско et al. - S. Colloid and Interface Sei. - 1994, №1. - P. 225-238.

236. Кругляков П.М., Ексерова Д.Р. Пена и пенные пленки. - М.: Химия, 1990. - 426 с.

237. Вопросы устойчивости водной пены в присутствии углеводородных масел и твердых частиц /R. Areyard et al. - Adv. Colloid and Interface Sei. - 1994, №48. -P.93-120.

238. Ребиндер П.А. Поверхностные явления в дисперсных системах //Избр. тр.: Физико-химическая механика. - М.: Наука, 1979. - 384 с.

239. Пенообразующая способность щелоков кислых сульфитных корок древесины лиственных пород /С.А. Сапотницкий и др. //Гидролизная и лесохимическая промышленность, М., 1970, №8. - С. 8-10.

240. Пенообразующая способность составных частей лигносульфонатов /В.К. Коновалов и др. //Техника и технология промывки и крепления скважин: Сб. научн. тр. ВНИИКРнефти. - Краснодар, 1982. - С. 60-65.

241. Сапотницкий С.А., Пальенова Т.В. Об эффективности действия пеногаси-телей на сульфитный щелок //Гидролизная и лесохимическая промышленность, М., 1975, №8. - С. 13-14.

242. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. - М.: Недра, 1972. -391 с.

243. Лигносульфонаты как пластификаторы цемента /В.Н. Сергеева и др. //Химия древесины, М., 1979, №3. - С. 6.

244. Гусейнов Ф.А., Расулов A.M. Повышение эффективности капитального ремонта газовых скважин в условиях Крайнего Севера //Обз. информ., сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. -М.: ВНИИЭгазпром, 1989, вып. 5. - 38 с.

245. Гасумов P.A., Липчанская Т.А., Эйсмонт Е.А. Применение пеноэмульсии с наполнителем для временного блокирования продуктивных пластов //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. статей ВНИИгаза. -М., 1998.-С. 170-174.

246. Глушение и освоение скважин в условиях пониженных пластовых давлений /Я.И. Тернавский, Н.Р. Акопян, Т.В. Рассохин и др. //Газовая промышленность, М., 1972, №8. - С. 5-8.

247. Ветренко Л.П., Железняк Л.А. Опыт применения углеводородномеловой пасты для ликвидации сифонного поглощения //РНТС, сер. Газовое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1968, №3. - С. 9-10.

248. Uarrison U.W. Diverting agents - history and application //J. Petrol. Techn. -1972, Vol. 5.-P. 593-598.

249. Амиян B.A. Повышение качества вскрытия продуктивного пласта //Обз. информ., сер. Бурение. - М.: ВНИИОЭНГ, 1983, вып. 3. - 44 с.

250. Раковский В.Е. Общая химическая технология торфа. - М.-Л., 1949. -218 с.

251. Строгий А .Я., Захарчеико В.М., Толстяк К.И. Исследования вертикальных газожидкостных потоков системы газ-вода-конденсат-ПАВ //Газовая промышленность, М., 1991, №1. - С. 40-42.

252. Игнатенко Ю.К., Кеворков A.A., Сатаев A.C. Внедрение ПАВ на месторождениях Северного Кавказа //Газовая промышленность, М., 1986, №4. -С. 8-9.

253. Новые пенообразователи для удаления жидкости из скважин /B.C. Горшенев, П.П. Макаренко, Ю.И. Игнатенко и др. //Реф. информ., сер. Разработка и эксплуатация газовых и морских нефтяных месторождений. - М.: ВНИИЭгазпром, 1981, №7. - С. 18-23.

254. Интенсификация выноса жидкости из газовых скважин /P.M. Кондрат, Ю.В. Марчук, М.П. Ковалко и др. //Газовая промышленность, М., 1986, №4. - С. 8-9.

255. Применение пенообразователя ТЭАС для интенсификации добычи газа /Т.С. Степанова, М.Г. Бернадинер, И.Г. Власенко и др. //Газовая промышленность, М., 1987, №12. - С. 37-38.

256. Маринин B.C., Строгий А.Я. Удаление жидкости из скважин с помощью пенообразователя ТЭАС-М //Газовая промышленность, М., 1994, №2. -С. 19-20.

257. Маринин B.C., Строгий А.Я., Мороз А.И. Новый реагент для удаления жидкости из скважин //Нефтяная и газовая промышленность, Киев, 1991, №1,- С. 35-36.

258. Опыт применения жидких ПАВ для удаления жидкости из газовых скважин месторождений Краснодарского края /Ю.Г. Чашкин, Ю.К. Игнатенко, Н.И. Тернавский и др. //Научн.-техн. обз., сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИЭгазпром, 1977. -22 с.

259. Чистяков Б.Е., Чернин В.Н. Особенности пенообразования в смесях вода-углеводородная жидкость //Газовая промышленность, М., 1977, №7. -С. 30-31.

260. Сатаев A.C., Игнатенко Ю.К., Марков О.Н. Удаление жидкости из газовых и газоконденсатных скважин при помощи ПАВ //Газовая промышленность, М., 1976, №4. - С. 28-29.

261. Разработать и освоить в опытно-промышленных условиях методы и средства удаления жидкости с забоев скважин на промыслах с применением ПАВ /Отчет о НИР, рук. Игнатенко Ю.К. - Ставрополь: СевКавНИИгаз, 1979. - 107 с.

262. A.c. 1211408 СССР, Е21В 43/00. Способ установки хвостовика в скважине /B.C. Горшенев, Н.И. Филимонов, Е.Б. Соловкин и др. - Бюл. №6, 1986.

263. Опыт заканчивания скважин в США /A.A. Кочешков, Ю.В. Желтов и др. -М.: Гостоптехиздат, 1962. -213 с.

264. Сас-Яворский А. Установка для обслуживания скважин с использованием гибких колонн насосно-компрессорных труб //Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1992, №9. - С. 21-29.

265. Разработать и внедрить технологию глушения и освоения скважин Вук-тыльского ГПУ, обеспечивающую сохранение коллекторских свойств ПЗП /Отчет о НИР, договор 8СВ/92.92, рук. Шмельков В.Е. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1992. - 74 с.

266. Гасумов P.A., Шмельков В.Е., Козлов Н.Б. Результаты стендовых исследований для изучения выносной способности углеаммонийных солей //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. статей ВНИИгаза. -М., 1995. - С. 43-46.

267. Пат. 2121567 РФ, Е21В 33/138. Способ освоения скважины с уровнем пластовой жидкости ниже башмака насосно-компрессорных труб в условиях АНПД /В.Е. Шмельков, P.A. Гасумов, В.В.Романов и др. - Бюл. №31, 1998.

268. Разработка газоконденсатных месторождений с большим этажом газоносности /Г.В. Рассохин, Г.Р. Рейтенбах, H.H. Трегуб и др. - М.: Недра, 1984. -С. 105-107.

269. Удаление жидкости с забоя газовых скважин /Р.Н. Кондрат и др. //Экспр.-информ., сер. Технология бурения и разработка газовых месторождений. -М.: ВНИИЭгазпром, 1975, №5. - С. 10-14.

270. Технология и техника добычи нефти и газа /И.М. Муравьев и др. -М.: Недра, 1971. - С. 260-262.

271. Бойко B.C., Савенков Г.Д., Дорошенко В.М. Технологические основы и опыт применения внутрипластовых термохимических обработок //Нефтяная и газовая промышленность, Киев, 1982, №2. - С. 35-38.

272. Силикатно-щелочные воздействия на пласт в условиях Арланского месторождения /Р.Х. Алмаев, И.Ф. Рахимкулов, B.C. Асмоловский и др. //Нефтяное хозяйство, М., 1992, №9. - С. 22-26.

273. Девятов В.В. Применение водоизолирующих составов на месторождениях Шаимского района //Нефтяное хозяйство, М., 1995, №5-6. - С. 59-61.

274. Калашников Б.М., ГазисовА.Ш., Юсупов А.Г. Промысловые испытания гидролизованного полиакрилонитрила (гипана) при изоляции пластовых вод //РИТС, сер. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1971, №5. -С. 3-7.

275. Сидоров И.А. Применение растворов полиакриламида для ограничения притока вод в нефтяные скважины //Обз. заруб, литер., сер. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1976. - 59 с.

276. Яновский Ю.Н., Маслов И.И., Скородиевская JI.A. Свойства и перспективы применения водоизолирующих реагентов //Нефтяное хозяйство, М., 1984, №8.-С. 52-55.

277. Эффективность использования тампонажных составов АКОР /КЗ. Колесников, В.М. Строганов, С.А. Рябоконь и др. //Нефтяное хозяйство, М., 1991, №4. - С. 44-45.

278. Пластификатор тампонажных растворов на основе технического лигно-сульфоната /A.A. Клюсов, A.B. Рудницкий, A.A. Рябоконь и др. //Газовая промышленность, М., 1991, №11.- С. 22-23.

279. Результаты лабораторных исследований водоизолирующих составов /Т.Ш. Вагина, A.A. Гаврилов, P.A. Гасумов и др. //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. статей ВНИИгаза. - М., 1996. -С.150-152.

280. Пат. 2121569 РФ, Е21В 33/138. Способ изоляции притоков подошвенной воды в газовых скважинах в условиях АНПД /P.A. Гасумов, A.A. Перейма,

B.Е. Дубенко. - Бюл. № 31, 1998.

281. Разработать комплекс технологических методов ремонтно-изоляционных работ в скважинах с АНПД /Отчет о НИР, договор 8Г/95.97, задание 3, рук. Гасумов P.A. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1997. - 103 с.

282. Гасумов P.A., Мосиенко В.Г., Нерсесов C.B. К вопросу о методике испытания изолирующей способности специальных технологических жидкостей и тампонажных растворов //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. статей ВНИИгаза. - М., 1997. - С. 51-54.

283. Гасумов P.A., Мосиенко В.Г., Нерсесов C.B. Универсальная установка для испытания газопроницаемости кернов //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. статей ВНИИгаза. -М., 1997. - С. 54-55.

284. Мосиенко В.Г., Гасумов P.A., Педус A.M. К вопросу о методике испытания изолирующих составов - герметиков //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. статей ВНИИгаза. - М., 1996. - С. 7679.

285. Гасумов P.A.. Козлов Н.Б., РясовП.В. Изоляция притока подошвенной пластовой воды в условиях АНПД //Тез. докл. I регион. НТК "Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону". - Ставрополь: СтГТУ, 1997. -

C. 173-174.

286. БасниевК.С., КагинаИ.Н., Максимов В.М. Подземная гидравлика. -М.: Недра, 1993.-С. 341.

287. Соколов Е.Я., Зингер Н.М. Струйные аппараты. - М.: Энергия, 1970. -279 с.

288. Mitchell B.J. Test data fill theory gap on using foam as a drilling fluid //Oil and Gas Journal. - 1971. - Vol. 69, September. - P. 96-100.

289. Разработка гидродинамической теории движения трехфазных пен в элементах циркуляционной системы скважины /Отчет о НИР, договор 10/179. - Махачкала: ДГУ, 1979. - 27 с.

290. A.c. 724688 СССР, Е21В 33/10. Способ глушения скважины /В.Е. Шмельков, Н.Р. Акопян, Ю.Н. Луценко и др. - Бюл. №12, 1980.

291. Временная инструкция по освоению газовых и газоконденсатных скважин пенами /В.Е. Шмельков, Н.Р. Акопян, В.Ф. Коваленко и др. - Утв. Мин-газпромом 23.05.77. - Ставрополь: СевКавНИИгаз, 1977. - 40 с.

292. Корчагин В.В., Тагиров K.M. Об изучении устьевого и забойного давлений в скважине, заглушённой пеной, при прогреве пены до температуры окружающих пород //Теория и практика сооружения эксплуатационных скважин: Сб. научн. тр. - M.: ВНИИгаз, 1983. - С. 83-86.

293. Султанов В.И. О фильтрации вязкопластичных жидкостей в пористой среде //Изв. АН АзССР: Физико-математические и технические науки. - Баку, 1960, №5.-С. 216-221.

294. Акопян Н.Р., Шмельков В.Е. Влияние снижения проницаемости приза-бойной зоны на освоение скважин //Геология, бурение при разработке газовых месторождений Предкавказья. - М.: Недра, 1967. - С. 57-60.

295. Разработать и внедрить новые наполнители для глушения скважин с целью временного блокирования ПЗП и отработать технологию удаления жидкости из стволов ниже башмака НКТ применительно к месторождениям Вуктыльского ГПУ /Отчет о НИР, договор 9СВ/93.93, рук. Шмельков В.Е., №ГР 01.9.30006630. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1993.-83 с.

296. Комплексная оценка эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса: Утв. ГКНТ Совмина СССР, АН СССР от 03.03.88. -№69-52.

297. Методические указания по определению экономической эффективности использования в газовой промышленности новой техники, изобретений и рационализаторских предложений. - М.: ВНИИЭгазпром, 1980. - 108 с.

298. Методика определения экономической эффективности использования при строительстве нефтяных и газовых скважин новой техники, изобретений и рационализаторских предложений: РД 39-3-78-79 / ВНИИБТ и др. - М., 1978.-Ч. 1.-240 с.;Ч. 2.-252 с.

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО СЕВЕРО-КАВКАЗСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ПРОЕКТНЫЙ ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

(ОАО «СевКавНИПИгаз»)

На правах рукописи

ГАСУМОВ Рамиз Алиджавад оглы

УДК 622.279.031:532.11(043.2)

РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСА ТЕХНОЛОГИЙ ПО ЗАКАНЧИВАНИЮ И РЕМОНТУ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН, НАПРАВЛЕННЫХ НА СОХРАНЕНИЕ ЕСТЕСТВЕННОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

Том II

Специальность: 05.15.10 - Бурение скважин

Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук

Научный консультант:

доктор технических наук, профессор, академик АГНРФ, член-корреспондент РАЕН

К.М. Тагиров

Ставрополь -1999

»

СОДЕРЖАНИЕ

Том II