Совершенствование технических средств и составов для регулирования проницаемости приствольной зоны продуктивных пластов: На примере Пермского Прикамья тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.15.10, кандидат технических наук Ильясов, Сергей Евгеньевич

• Ильясов, Сергей Евгеньевич
• кандидат технических наук
• 1999

Оглавление диссертации кандидат технических наук Ильясов, Сергей Евгеньевич

СОДЕРЖАНИЕ

Стр

ВВЕДЕНИЕ

1. АНАЛИЗ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН НА ТЕРРИТОРИИ ПЕРМСКОГО ПРИКАМЬЯ

1.1. Состав и коллекторские свойства продуктивных горизонтов

1.2. Анализ глубины проникновения буровых растворов

1.3. Анализ качества разобщения пластов в скважинах, пробуренных

с промывкой глинистыми и безглинистыми буровыми растворами

1.4. Анализ зависимости проницаемости терригенных и карбонатных пород от средних размеров поровых каналов

2.ИССЛЕДОВАНИЕ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИСТВОЛЬНОЙ ЗОНЫ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ в ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ

2.1. Анализ методов и технических средств для управления кольматацией проницаемых пород при бурении

2.2. Анализ и обоснование методов исследования

2.2.1. Алализ методов оценки кольматирующих свойств буровых растворов и специальных изолирующих составов

2.2.2. Разработка методики оценки глубины кольматации проницаемой пористой среды безглинистым буровым раствором

2.3. Сравнительная оценка глубины кольматации составной модели пласта буровыми растворами

2.4. Оценка влияния режимов гидродинамического вихревого процесса и типов буровых растворов на изменение коллекторских свойств пористых пород

2.5. Совершенствование технических средств для регулирования проницаемости приствольной зоны продуктивных пластов в

процессе бурения

3. АНАЛИЗ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКОЙ ПОДГОТОВКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ К ЦЕМЕНТИРОВАНИЮ

3.1. Анализ существующих методов физико-химической обработки

фильтрационной корки и кольматационного экрана

3.2. Выбор метода физико-химической подготовки ствола

скважины к цементированию

3.3. Методики исследований

3.3.1. Методика исследований в статических условиях

3.3.2. Методика исследования в динамических условиях

3.3.3. Методика оценки влияния обработки МЭП составами

на проницаемость коллектора

3.3.4. Методика сравнительной оценки глубины проникновения составов и цементного раствора

3.4. Результаты экспериментальных исследований по разработке модифицирующего эмульсионно-полимерного (МЭП) состава

3.4.1. Исследования в условиях статической фильтрации

3.4.2. Исследования в условиях динамической фильтрации

3.4.3. Исследование влияния обработки МЭП составами

на проницаемость коллектора на УИПК

3.4.4. Исследование глубины проникновения МЭП состава

и цементного раствора

3.5. Обоснование механизма действия

модифицирующего эмульсионно-полимерного состава (МЭП)

4. РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ КОЛЬМАТАТОРА ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО ВИХРЕВОГО ПРИНЦИПА ДЕЙСТВИЯ И СОСТАВА ДЛЯ ПОДГОТОВКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ К ЦЕМЕНТИРОВАНИЮ

4.1. Расчет скорости истечения струй бурового раствора из насадок кольмататора для эффективного регулирования проницаемости

пород в процессе бурения

4.2. Результаты промысловых испытаний кольмататоров гидродинамического вихревого принципа действия

4.3. Результаты промысловых испытаний составов на основе метасиликата натрия и ЭМКО при подготовке ствола скважины

к цементированию

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование технических средств и составов для регулирования проницаемости приствольной зоны продуктивных пластов: На примере Пермского Прикамья»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. В результате проникновения фильтратов буровых и цементных растворов в призабойную зону пласта (ПЗП) происходят необратимые процессы, приводящие к снижению естественной проницаемости кол-

л

лектора. В пластах с проницаемостью < 0,1мкм , составляющих значительную часть разрабатываемых продуктивных отложений в Пермском Прикамье, ухудшение коллекторских свойств составляет до 50% и более. Снижение проницаемости пористых сред, в основном, вызвано: набуханием глинистых включений, содержащихся в породах-коллекторах; образованием в ПЗП на значительной глубине нерастворимых осадков и стойких водонефтяных эмульсий. Снижение водосодержания в прокачиваемом по затрубному пространству тампонажном растворе при цементировании приводит к его недоподъему на проектную высоту, заколонным перетокам по цементному камню и затруднениям, связанным с освоением зацементированных скважин. В связи с этим проблема предупреждения глубокого проникновения в ПЗП буровых и цементных растворов и их фильтратов в процессе бурения и цементирования скважин актуальна и требует соответствующего решения.

Частично она решается выбором рецептуры бурового раствора, способного образовывать прочную непроницаемую фильтрационную корку на границе скважина-пласт и кольматационный экран в пристенной части скважины, которые, однако, могут разрушаться под действием многих факторов: из-за перепада давления при спуско-подъемных операциях и цементировании; вследствие механического разрушения корки элементами оснастки обсадной колонны, а также в результате физико-химического воздействия агрессивных фильтратов цементных растворов и буферных жидкостей.

В связи с этим существует необходимость совершенствования технологий и технических средств, применяемых при заканчивании скважин для упрочнения кольматационной зоны, снижения ее проницаемости и повышения устойчивости к воздействию перечисленных выше факторов.

Цель работы. Повышение качества вскрытия и разобщения продуктивных пластов путем повышения эффективности управляемой кольматации и физико-химической обработки приствольной зоны пласта в процессе первичного вскрытия и подготовки ствола скважины к цементированию.

Основные задачи.

1. Анализ процессов, происходящих в системе скважина-пласт при первичном вскрытии и разобщении продуктивных горизонтов.

2. Экспериментальные исследования процессов гидродинамической вихревой и физико-химической кольматации в условиях, приближенных к скважин-ным.

3. Разработка комплекса мероприятий с целью сохранения естественных коллекторских свойств и повышения качества разобщения продуктивных пластов, включающего разработку техники и технологии управляемой кольматации приствольной части скважины в процессе вскрытия продуктивных пластов и специальных составов для подготовки ствола скважины к цементированию.

4. Внедрение технологических мероприятий при вскрытии продуктивных пластов и креплении скважин. Анализ полученных результатов и разработка руководящих документов для составления проектно-сметной и технологической документации.

Научная новизна.

1. Теоретически обосновано и экспериментально подтверждено снижение проницаемости фильтрационной корки и кольматационной зоны, сформированных различными буровыми растворами (глинистыми, безглинистыми, как пресными, так и минерализованными) при обработке составами на основе метаси-ликата натрия (МСН), водоэмульсионной пасты (ЭМКО) и оксиэтилцеллюлозы (ОЭЦ). (Заявка № 99100405/03 от 18.01.99 г.)

2. С учетом теоретических и экспериментальных исследований разработана конструкция гидродинамического вихревого кольмататора, повышение эффективности действия которого достигается за счет концентрации твердой фазы и пульсации давления на стенке скважины.

3. Дано объяснение механизму снижения проницаемости фильтрационной корки и кольматационной зоны при обработке составами на основе МСН, ЭМКО и ОЭЦ.

Практическая ценность. Предложена новая конструкция кольмататора, изоляционный состав и технология его применения для снижения проницаемости и упрочнения кольматационного слоя, образующегося при первичном вскрытии пласта, разработана гидравлическая программа по управляемой кольматации пласта при вскрытии продуктивных пластов.

Промысловые испытания показали, что в результате использования предложенных технологических и технических средств повышается качество вскрытия и разобщения продуктивных горизонтов.

Реализация результатов работы.

Кольматируюгцие устройства гидродинамического вихревого типа прошли испытания в Чернушинском, Полазненском, Березниковском буровых предприятиях ЗАО ЛУКОЙЛ-Бурение-Пермь. Составы для обработки ПЗП внедрены в филиале ЗАО ЛУКОЙЛ-Бурение-Пермь.

Апробация работы.

Основные результаты диссертационной работы докладывались на Ученом совете ОАО ПермНИПИнефть (97-98г.г.), семинаре-дискуссии "Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин" (Уфа, УГНТУ, 5-6 декабря 1996г.), научно-техническом совещании "По обмену опытом и выработке основных направлений деятельности в области повышения эффективности разработки месторождений" (Радужный, 23-27 марта 1998г.), президиуме НТС АО НК ЛУКОЙЛ (Москва, 22 декабря 1998г.).

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 14 научных работ, получено 3 авторских свидетельства на изобретения, 2 патента на изобретения и подано 3 заявки на выдачу патентов.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающего 102 наименования, приложений. Изложена на 114 страницах машинописного текста, содержит 16 рисунков и 24 таблицы.

Автор выражает благодарность за консультации и практическую помощь при выполнении работы научному руководителю д.т.н., профессору Ю.С.Кузнецову, научному консультанту к.т.н. В.Г.Татаурову, д.т.н., профессору М.Р.Мавлютову, д.т.н., чл.-корр. АЕН РФ Н.И Крысину, к.т.н. А.М.Нацепинской, к.ф.-м.н. В.Г.Неволину, н.с. Г.П.Хижняку, а также всей лаборатории технологии строительства скважин ОАО ПермНИПИнефть.

1. АНАЛИЗ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН НА ТЕРРИТОРИИ ПЕРМСКОГО ПРИКАМЬЯ

1.1. Состав и коллекторские свойства продуктивных горизонтов

На территории Пермского Прикамья промышленная нефтегазоносность связана с терригенными и карбонатными коллекторами среднего и нижнего карбона. К карбонатным отложениям приурочены 41% балансовых запасов нефти, а к терригенным - 59% /1/. Карбонатные отложения представлены известняками. Значения открытой пористости колеблются от 11 до 16%, проницаемости - от 0,047 до 0,134 мкм2. Тип коллектора - поровый и порово-трещинный. Тип вод - хлоркальциевый. На ряде новых месторождений нефтяные пласты приурочены к нижнепермским и девонским отложениям.

Ниже рассматриваются коллекторские свойства нижне- и средне-каменноугольных отложений, к которым приурочено 37% балансовых запасов нефти. Анализ выполнен с использованием данных /1/ по пяти наиболее изученным месторождениям и представлен в табл. 1.

Наиболее высокими коллекторскими свойствами обладают породы серпуховского надгоризонта, пористость которых достигает 30% и проницаемость 2,2 мкм .

Коллекторские свойства терригенных отложений Пермского Прикамья наиболее полно изучены по тульскому и бобриковскому пластам яснополянского надгоризонта. Для получения их характеристики нами обобщены результаты исследований коллекторских свойств яснополянского надгоризонта по 11 месторождениям, рассредоточенным по всему Пермскому Прикамью (табл. 2.). При анализе использованы материалы КамНИИКИГС и ОАО ПермНИПИ-нефть. Терригенные отложения представлены песчаниками с редкими пропла-стками алевролитов и глин. Цемент глинистый и суглинистый. Пористость песчаников колеблется от 12 до 26%. Проницаемость - от 0,1 до 1,2 мкм . Коллекторы - песчаники и алевролиты в основной массе имеют глинистый цемент порового (пленочно-порового, контактово-порового) типов. В лучших коллекторах цемент скудный, и цементация нередко осуществляется за счет соприкосновения (уплотнения) и частичной регенерации кварцевых зерен.

Таблица 1.

Распределение структурных разностей пород и коллекторских свойств

_по разрезу нижне - и среднекаменноугольных отложений_

Месторождение Стратиграфия

Турнейский ярус Серпуховским надгоризонт Намюрский ярус Башки рский ярус

структура Кп, % Кпр,мд структура к„, % К„р,мд структура Кп, % Кпр,мд структура Кп,% К„р,мд

Ножовское Известняки: Доломиты

сгустковые 0-21 Известняки:

камковатые биоморфные 4-22 0,1130

детритовые детритовые

хемогенные сгустковые 24

биоморфные Доломиты 21 411

Доломиты

Павловское Батыр-байское Известняки

детритовые 9,8-10,2

сгустковые 0-13 7

хемогенные 0-6 1

Ярино-Каменно-ложское Известняки: Известняки: Известняки:

сгустково-комковатые 0-6 0,1-1 биоморфные 0,914,2 биоморфные 28

детритовые 0,4-2 0,1 детритовые 11,7 4,9 детритовые 18

хемогенные 0-6 1 сгустковые 6,2 сгустковые 24 411

биоморфные Доломиты раковинные песчаники 10

Доломиты хемогенные • 3

Осинское Известняки: Известняки:

детритовые 16,5 83,2 биоморфные 26 1560

биоморфные 17,6 391 детритовые 19,6 144

Доломиты 30 2250 сгустковые 19,6 383 сгустковые 24 411

Д0Л0МИТЬ1 хемогенные 22 6,5

раковинные песчаники 23 308

Примечание. Кп - коэффициент пористости, Кпр - коэффициент проницаемости.

Таблица 2,

Характеристика терригенных коллекторов Пермского Прикамья __

Месторож- Цемент Пористость, Проницае- Содержание

дение, площадь Пласт Порода тип состав % мость, мд частиц 0 <0,001мм,%

1 2 3 4 5 6 7 8

Cibb песчаники глинистый, известковистый, глинисто-углистый 15 301 6,4

Васильевское алевролиты 13,9

С [tl песчаники глинистый, известковистый, глинисто-углистый 19 813 7,2

алевролиты 17,9

Cibb песчаники контактово-поровый, поровый углисто-глинистй, глинистый 14 110 12,5

Ольховское алевролиты углисто-глинистй

Citl алевролиты поровый, контактово-поровый, базальный углисто-глинистй, глинистый 13,2 26 13,1

песчаники кварцево-кремниевые, сидеритовые « 12,3

Ярино- Каме н-ный лог Cibb песчаники 17,9 468 5,4'

Камен- Ярин О 18 118 6,8

нолож- Каменный лог C,tl песчаники 18,6 349 4,4

ское 18,5 610 4

Продолжение табл.2

Кузьминское С,ЬЬ песчаники контактово-поровый, упаковка зерен, контактный глинистый, углисто-глинистый, участками известковистый 13 108 4,5-12,7

алевролиты контактово-поровый, упаковка зерен глинистый, углисто-глинистй 10,2

Ножовское С1Ы) песчаники поровый,пленочный, участками базальный,част.реген ерацион. глинистый, углисто-глинистй, кальцитовый 23 751 9,4

алевролиты пленочный, пленочно-поровый глинистый, углисто-глинистй 19,9

песчаники поровый, пленочный, участками базальный глинисто-углистый, карбонатный 13,2 12,7-17,9 21,7

алевролиты порово-базальный глинистый, глинисто-углистый, кальцитовый 25,-5

Красноярское С1ЬЬ песчаники поровый, контактово-поровый глинистый, углисто-глинистй 4 16,6

алевролиты поровый, контактово-поровый глинистый, карбонатный

С,и песчаники поровый, пленочно-поровый, регенерационный глинистый, углисто-глинистй 13,5-20,5 22-262

алевролиты поровый, пленочно-регенерационный глинистый, углисто-глинистй

Таныпское с,ьь песчаники алевролиты ' 10.7-21,5 0,1-540 9,1

10,0-20,8 0,1-34 17,8

С,И песчаники 10,5-28,6 1,5-858 14,8

Продолжение табл.2

алевролиты 11,3-16,5 5,2 16

Павловское С,ЬЬ песчаники пленочный, контактово-гюровый глинистый, углисто-глинистй 19,9 8,8

алевролиты пленочный, контактово-поровый глинистый, углисто-глинистй

с,и песчаники алевролиты пленочный, контактово-поровый глинистый, углисто-глинистй 20 305 6,4

Батыр-байское Асюль-ская с,ьь песчаники алевролиты уплотнение зерен углистый, глинисто-углистый, кальцитовый 17,5 128 9

Конста н-тиновс кая 19 1100 24

Асюль-ская с,и песчаники алевролиты глинитсый, тонкочешуйчатый, микрозернистый, кальцитовый 13,5 829 13

Конста н-тиновс кая 15,8 255 17,5

В продуктивных горизонтах присутствуют все типы глин: гидрослюдистая, као-линитовая и монтмориллонитовая. Максимальное отрицательное влияние фильтрата на проницаемость пласта следует ожидать при наличии монтморил-лонитового цемента.

Температура в разрезе продуктивных пластов - от +7 до +39,5°С. Естественные пластовые условия осложнены техногенными аномально высокими и аномально-низкими пластовыми давлениями. Доля низкопродуктивных коллекторов занимает значительную часть площадей.

1.2. Анализ глубины проникновения буровых растворов

Для вскрытия продуктивных пластов используются глинистые растворы с естественной полисолевой минерализацией (ЕПСМ) и ряд рецептур безглинистых буровых растворов. Буровые растворы с ЕПСМ используют, преимущественно, для бурения разведочных скважин. Безглинистые буровые растворы (ББР) представлены составами на основе карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ), лигносульфонатов и полиакриламида (ПАА) или на основе полисахаридов.

Для оценки степени "загрязнения" продуктивных пластов при их вскрытии на безглинистых буровых растворах (ББР) проведено сопоставление проникающих способностей фильтратов безглинистого и глинистого буровых растворов по данным геофизических исследований (ГИС). В качестве объекта исследования были выбраны терригенные породы яснополянского надгоризонта Асюльского и Рассветного месторождений.

Установлено /2/, что средний диаметр зоны проникновения пластов, вскрытых на глинистом растворе, составляет 1,7 м, а для пластов, вскрытых на безглинистых растворах - 0,5 м (табл. 3)

Таблица 3

Влияние типа бурового раствора на глубину зоны проникновения

Тип коллектора Диаметр зоны прош вскрытых на жновения пластов, растворах,м

глинистом безглинистом

терригенные коллекторы Рассветного месторождения (цн =32 мПа-с)

высокопродуктивный 1,3 0,6

среднепродуктивный 1,5 0,6

низкопродуктивный 2,0 0,4

среднее значение 1,7 0,5

терригенные коллекторы Асюльской площади

высокопродуктивный 1,3 0,7

среднепродуктивный 0,7 0,4

низкопродуктивный 0,6' 0,2

среднее значение 0,8 0,4

Для низкопродуктивных пластов Рассветного месторождения, вскрытых на глинистом растворе, характерна наибольшая зона проникновения, а для безглинистых наблюдается обратная картина.

Таким образом, в результате обработки данных ГИС удалось установить незначительное проникновение фильтрата при вскрытии пластов на безглинистом растворе, что позволило сделать вывод о том, что зона кольматации, сформированная безглинистым буровым раствором обладает меньшей проницаемостью по сравнению с глинистым раствором.

1.3. Анализ качества разобщения пластов в скважинах, пробуренных с промывкой глинистыми и безглинистыми буровыми растворами

Проведенный анализ оценки плотности контакта цементного камня с ограничивающими поверхностями стволов скважин, пробуренных на месторождениях Пермского Прикамья, по результатам геофизических исследований (ГИС) показывает, что качество цементирования скважин, пробуренных с промывкой ББР выше, чем в скважинах, пробуренных с использованием глинистых растворов с ЕПСМ. Проведенный нами анализ производственных данных по 42 скважинам, пробуренным на Кокуйском месторождении, показал, что по данным ГИС качество цементирования скважин, пробуренных с промывкой ББР на 23,7% выше, чем на глинистых. Это объясняется отсутствием толстой фильтрационной глинистой корки и более полным замещением бурового раствора там-понажным за счет низких структурных характеристик ББР/3-5/

В то же время, при переходе на массовое бурение скважин с промывкой /6,7/

ББР возникли проблемы, связанные с недоподъемом цемента на проектную высоту и некачественным разобщением пластов в продуктивной части ствола скважин с АВПД и АНПД. Анализ теоретических исследований показал, что основными причинами образования флюидопроводящих каналов, наряду с кон-тракционными, являются фильтрационные процессы.. Известно, что скорость

фильтрации прямо пропорциональна перепаду давления у фильтровальной перегородки и обратно пропорциональна сопротивлению, испытываемому жидкостью при движении через перегородку. Из этого следует, что интенсивность фильтрации жидкости в пласт под действием перепада давления в значительной степени зависит от проницаемости и сопротивления образующегося коль-матационного слоя.

Как показал проведенный нами анализ, при строительстве скважин на месторождениях, находящихся в длительной разработке, увеличивается вероятность появления заколонных перетоков между углеводородсодержащими и водоносными коллекторами по цементному кольцу. Эта проблема нарастает с увеличением времени разработки месторождений. Так, на скважинах Чураков-ского месторождения в 1980 году заколонные перетоки при освоении скважин практически не отмечались. К 1994 году перетоки при освоении обнаружились в каждой пятой-шестой скважине. Еще хуже оказалось положение на Павловском, Кокуйском, Куединском и других месторождениях. Возникновение проблемы связывается с появлением разности в градиентах пластовых давлений между близкозалегающими углеводородсодержащими и водоносными коллекторами /£-/<Ша ранней стадии формирования цементного камня, когда столб цемента "зависает" и не передает давления на пласт, на цемент действует перепад давления между пластами. Так как проницаемость цементного теста на этой стадии твердения остается высокой, то вероятность прорыва возрастает.

Кроме того, отсутствие глинистого кольматационного слоя приводит к более глубокому проникновению фильтрата цементного раствора в пласт. В результате этого появляется необходимость увеличения депрессии на пласт при освоении, что, в свою очередь, увеличивает вероятность прорыва вод по цементному кольцу.

С участием автора на ряде скважин были проведены гидродинамические исследования стволов скважин, пробуренных с промывкой ББР и глинистыми растворами с ЕПСМ при давлениях, соответствующих давлениям, возникающим при цементировании. Было установлено, что ББР, по сравнению с глинистыми растворами, зачастую не обеспечивают надежной кольматации проницаемых пластов (табл.4).

Таблица 4

Результаты исследований стволов скважин Ножовского месторождения

№ Буровой При переходе на раствор После бурения скважины

СКВ раствор коэф. прие- интенсивность коэф.прие- интенсивность

мистости, поглощения по мистости, поглощения

м3/ч-МПа циркуляции, м7ч м3/ч-МПа по циркуляции, м7ч

3 ББР 6,5 12 6,0 12

953 ББР 4,8 6 4,8 5

702 ББР 7,5 15 7,5 10

960 ББР 3,8 2 3,2 3

371 ББР 5,4 5 5,4 5

683 ББР 9,0 12 6,0- 6

320 ББР 4,8 П 8 4,5 6

951 ББР 5,7 8 5,4 8

105 глинистый с ЕПСМ 6,6 4 1,2 -

123 глинистый с ЕПСМ 6,2 3,1 1,0 -

162 глинистый с ЕПСМ 5Д 4 2,0 -

Эти данные свидетельствуют о меньшей прочности зоны кольматации, образованной ББР в сравнении с глинистым.

По исследованиям некоторых авторов /'//-/,?/ кольматация проницаемых пород в зависимости от соотношения размеров пор и кольматирующих частиц может быть различной:

- поверхностной, если диаметр частиц лежит в пределах чуть меньшего до 1/3 максимального диаметра пор;

- нормальной, толщиной в 1-2 см, если диаметр частиц меньше 1/3, но больше 1/10 максимального диаметра пор;

- глубокой, толщиной до нескольких десятков см, если диаметр частиц меньше 1/10 части максимального диаметра пор.

Применительно к вскрытию продуктивного пласта желательно добиваться второго случая кольматации, когда, с одной стороны, экранированный твердыми частицами слой предотвращает проникновение фильтрата бурового раствора

вглубь пласта, а, с другой стороны, - может легко удаляться созданием депрессии или простреливаться перфораторами. Однако, для надежной кольматации пор недостаточно только подбора размеров частиц. Исследованиями ////5/, подтвержденными в //4/, показано, что концентрация твердой фазы в буровом растворе должна быть не менее 5 об.%. Только в этом случае возможно образование плотного кольматационного экрана.

Проведенные нами исследования показывают, что содержание твердой фазы в пробах безглинистых растворах, отобранных со скважин, достигает 2%.

На основании этого можно сделать вывод о том, что меньшая прочность фильтрационной корки и зоны кольматации ББР объясняется недостаточным содержанием твердой фазы по объему и размерам частиц.

1.4. Анализ зависимости проницаемости терригенных и карбонатных пород от средних размеров поровых каналов

Объектами исследования служили терригенные породы яснополянских и девонских отложений Кокуйского, Осинского, Кулигинского, Андреевского и Куединского месторождений и карбонатные породы верейских, башкирских и намюрских отложений Осинского, Рассветовского, Куединского, Константи-новского месторождений Пермской области 1/5/.

Методом капилляриметрии было изучено 54 терригенных образца с про-

л

ницаемостью 0,0022- 4,07 мкм и 62 карбонатных образца с проницаемостью

л

0,0011- 2,55 мкм . По результатам изучения терригенных и карбонатных пород составлены уравнения регрессии:

для терригенных образцов - 1к= 2,62 • Чк прг, (1)

для карбонатных образцов - 1к= 3,16 • "Чк прг, (2)

где 1к - средний размер поровых каналов по капилляриметрии, мкм;

К прг - газопроницаемость, мД. Уравнения имеют коэффициент корреляции соответственно 0,87 и 0,84. Также было отмечено, что максимальные размеры пор отличаются^ от средних в 2 раза, а средние радиусы поровых каналов карбонатных пород несколько больше, чем терригенных.

На основании анализа теоретических и гидродинамических исследований можно сделать вывод о том, что основными причинами встречающегося некачественного цементирования интервалов продуктивных пластов в Пермском

Прикамье является недостаточная прочность и устойчивость зоны кольматации, сформированной ББР, к избыточному давлению при цементировании и химической агрессии фильтрата цементного раствора. Решение этих проблем является актуальной задачей для Пермского Прикамья.

Как известно, обработку приствольной зоны пласта для вышеизложенных целей можно производить как в процессе бурения, так и при подготовке ствола скважины к цементированию, что и определило выбор следующих направлений исследований.

1. Исследование влияния направленной обработки проницаемых пластов в процессе бурения с промывкой безглинистыми и глинистыми буровыми растворами на проницаемость зоны кольматации. Усовершенствование способа управляемой кольматации. Таким образом, вышеприведенные данные показывают, что кольматирующие составы должны разрабатываться для пористых сред проницаемостью 0,047-1,1 мкм2.

2. Исследование влияния физико-химической подготовки ствола скважины к цементированию на проницаемость фильтрационных корок и зоны кольматации, сформированных безглинистыми и глинистыми буровыми растворами. Разработка составов для обработки.

2. ИССЛЕДОВАНИЕ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИСТВОЛЬНОЙ ЗОНЫ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ В

ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ

2.1. Анализ методов и технических средств для управления кольматацией проницаемых пород при бурении

В процессе проводки скважин возникают проблемы, осложняющие их строительство, снижающие эффективность применяемых технологий и технико-экономические показатели, что приводит к росту затрат на бурение скважин. Эти проблемы сводятся к следующим:

- ухудшение фильтрационных характеристик продуктивных пластов и снижение устойчивости горных пород под влиянием репрессий и депрессий, ускоряющих физико-химические процессы взаимодействия буровых растворов и их фильтратов с проницаемыми породами и содержащимися в них флюидами;

- ухудшение качества разобщения пластов при креплении скважин, что приводит к заколонным перетокам флюидов, снижению дебита скважин из-за притока пластовых вод при эксплуатации;

- различные требования, предъявляемые к промывочным жидкостям на отдельных этапах процесса строительства скважин. Минимальная плотность буровых растворов необходима для повышения производительности долот, снижения регрессии на пласт и предупреждения поглощений, в тоже время для предупреждения водо- и нефтепроявлений необходимы растворы более высокой плотности.

Рассмотренные проблемы противоречивы. Эти противоречия даже при комплексном подходе к проблеме и применении известных технологий не могут быть полностью решены. По мнению М.Р. Мавлютова, В.Н. Полякова и других, это связано с недостатками, присущими современным методам вскры-

тия продуктивных отложений. К главным из них относится неуправляемый характер воздействия на приствольную зону пластов и по этой причине отсутствие какой-либо защиты ее от загрязнения и предупреждения необратимого ухудшения коллекторских свойств /16-19/.

Исследования, проведенные в УГНТУ, БашНИПИнефть и ВНИИБТ позволили установить, что перспективным является способ управляемой кольмата-ции и закупорки призабойной зоны проницаемых пластов в процессе бурения.

В целях повышения качества крепления скважин и предупреждения ухудшения коллекторских свойств продуктивного пласта в БашНИПИнефть разработан способ струйной обработки проницаемых пород /20/. При струйной обработке, проводимой в процессе вскрытия продуктивных отложений, происходит кольматация проницаемых пород в приствольной зоне. Для такой обработки в наддолотный переводник включают боковую насадку диаметром 8-10мм. Породы обрабатывают высоконапорной струей глинистого раствора (скорость истечения составляет 70-90 м/с) в процессе бурения скважины при вращении бурильной колонны ротором с частотой 1,1-1,13 с"1. По мнению авторов /21-23/ прочность проницаемых пород, слагающих пласты-коллекторы, увеличивается на 25-30%. Это дает возможность вскрывать продуктивные пласты при дифференциальном давлении в скважине меньше, чем пластовое. Наличие на стенках ствола скважины плотного кольматационного слоя способствует созданию условий для надежного проведения операций первичного цементирования. При этом уменьшается проникновение фильтрата бурового раствора в пласт, повышается прочность пород, что в сочетании с соответствующей технологией первичного цементирования повышает начальный градиент фильтрации жидкости через кольматационный слой и ограничивает интервалы возможного движения флюидов в заколонном пространстве.

Эффективность гидромониторной обработки проницаемых пород струями глинистого раствора исследовали на специальной установке и в промысловых условиях. В экспериментах использованы естественные экстрагированные

керны и искусственные сцементированные песчаники проницаемостью до 3,0

2

мкм .

Результаты гидромониторной обработки проницаемых кернов под воздействием струй глинистого раствора с плотностью 1300 кг/м3 показали следующее /20/:

- закупорка песчаников проницаемостью <3,0 мкм2 в условиях, принятых при проведении опытов, достигает 98-99,5 % ;

- глубина проникновения твердых частиц из глинистой суспензии в керны проницаемостью 0,138-3,0 мкм2 составляет 12-25 мм, а в керны проницаемостью 0,01 мкм - 1-3 мм;

- при обратной фильтрации воды через обработанные керны проницаемость последних практически не восстанавливается (увеличение не превышает 0,7-2,0 %) ;

- время эффективной обработки керна составляет 0,2-0,5 с при интенсивности обработки 5,0-7,5л на 1см поверхности, увеличение времени обработки до 5-10с существенного влияния на увеличение степени кольматации не оказывает; изменение расстояния от выходного отверстия насадки до преграды в пределах 2-4 см также не влияет на эффективность закупорки;

- разрушение керна при скорости истечения гидромониторной струи 81,6 м-с"1 составляет 0,2-0,5 мм-с"1, а при скорости истечения 38 м-с"1 - песчаник не разрушается.

Результаты промысловых испытаний оценивали по данным гидродинамических (опрессовка объекта) и геофизических (кавернометрия, цементометрия) исследований, а также по результатам цементирования, освоения и эксплуатации скважин /20/. Отмечено, что герметичность ствола в интервале обработки увеличивается в 2-5 раз /21/.

Применение комплекса геофизических методов с радиальной глубиной исследования приствольной зоны пласта-коллектора до одного метра до и после струйной обработки ствола позволяет не только подтвердить наличие

кольматационного слоя, но и определить его толщину, которая по данным проведенных геофизических исследований составляет 5-30 мм.

В результате применения струйной обработки ствола более чем в 35% построенных скважин обводненность их продукции в первый год эксплуатации снизилась на 5-10%, случаев циркуляции жидкости в затрубном пространстве не установлено/16,24-27/.

Наряду с преимуществами рассмотренный метод имеет определенные недостатки. Так, при разработке данного метода не получили должного обоснования:

- выбор числа насадок;

- положение насадки в переводнике;

- режим работы (скорость истечения струй из насадок и скорость вращения кольмататора).

Проведенные промысловые гидродинамические исследования эффективности гидромониторной обработки показали, что кольматационный слой выдерживает гидростатическую депрессию 3-6 МПа, не допуская флюидопрояв-ления.

Важным недостатком предложенного метода струйной кольматации является невозможность его применения в рыхлых слабо сцементированных горных породах ввиду размыва стенок ствола скважины.

Во ВНИИБТ /28,29/ разработана технология ускоренной кольматации каналов и трещин в проницаемых породах путем периодического удаления фильтрационной корки с их поверхности.

В предлагаемой ВНИИБТ конструкции предполагается повышение эффективности воздействия струй на фильтрационную корку за счет тангенциального расположения гидромониторных насадок. Авторы предполагают, что при таком расположении насадок, благодаря подаче струи под большим углом к поверхности стенок скважины, будет исключено разрушение слагающей их породы. Для реализации данной технологии разработано специальное устройство -

очиститель гидромеханический. Очиститель гидромеханический (ОГМ) состоит из корпуса, в вертикальные пазы которого вставлены элементы скребкового типа и цементирующие вставки. Для смыва фильтрационной корки и исключения образования сальников в процессе работы в нижней части устройства установлена насадка под углом к оси скважины, а в верхней части - перпендикулярно ей. Данным устройством можно обрабатывать проницаемые породы в процессе бурения, а также при проведении специальных дополнительных проработок в уже пробуренном стволе скважины. Исследованиями показано, что средняя толщина кольматационного слоя составляет 5-7 мм /28/.

Применение данного устройства позволяет решать задачи: изоляции водоносных пластов в продуктивной толще; создания изоляционного слоя в продуктивных пластах в процессе их вскрытия для уменьшения объема проникающего в них при дальнейшем углублении скважин фильтрата бурового раствора; ликвидации частичных поглощений; предупреждения прихватов /28/.

Следует отметить, что гидромеханический способ обработки проницаемых пород в сочетании с воздействием высоконапорных струй имеет ограниченную область применения. Как показал опыт бурения в Азнакаевском УБР ПО Татнефть, воздействие струй при наличии каверн в стенках скважины не обеспечивает их тщательной промывки. Однако, применение высоконапорных струй для очистки ствола в устойчивых породах следует считать целесообразным.

Авторами дано обоснование режима работы с ОГМ, приведен метод оценки эффективности применения способа гидромеханического закупоривания проницаемых пород. Однако, не обоснован выбор числа насадок и их положения в устройстве. Не приведены результаты промысловых испытаний гидромеханического способа закупоривания проницаемых пород с применением высоконапорных струй. Отсутствуют промысловые и экспериментальные данные по количественной оценке перепада давления выдерживаемого кольмата-ционным слоем в зависимости от проницаемости пород и режима кольматации.

Для реализации вихревой кольматации А.Р.Оружевым, В.Ф.Галиакбаровым, М.Р.Мавлютовым и другими разработано устройство для кольматации, являющееся одновременно генератором акустических волн, которое названо кольмататором /30-32/. Установлено, что угол между насадками лежит в пределах 90°. Для определения амплитудно-частотных характеристик кольмататора в УНИ разработаны лабораторно-экспериментальный стенд и методика проведения экспериментов. Специальная серия экспериментов подтвердила эффективность установки насадок под углом 90°. Авторами разработана технология бурения с управляемой вихревой кольматацией, которая предусматривает:

- определение скорости воздействия струй на стенки скважины;

- определение оптимальной плотности бурового раствора;

- выбор диаметра и числа гидромониторных насадок в кольмататоре и долоте;

- выбор компоновок бурильного инструмента;

- определение расхода бурового раствора.

Учитывая важность качественной подготовки ствола скважины к цементированию, в УНИ были разработаны новые способы устройства, позволяющие управлять процессом удаления рыхлой корки со стенок скважины с последующей их кольматацией. В основу этих способов и устройств положены нелинейные волновые эффекты. Генерирование гидродинамических волн заданной структуры осуществляется во вращательно-вихревой камере, лишенной подвижных деталей /31/.

Устройство повышает качество крепления скважины и качество вскрытия продуктивных горизонтов путем управления процессом кольматации на ограниченную глубину.

Лукмановым P.P. /33/ исследована кольматирующая способность глинистого бурового раствора в сочетании с методами струйной обработки. Метод струйной обработки проницаемых пород позволяет - при заданных режимах

обработки и содержании дисперсных глинистых частиц Ы010-1-Ю12на 1-Ю"3 кг и размерами 0,015-10 мкм кольматировать проницаемые породы (пористостью

л

11-28%, размером пор 30-40 мкм, проницаемостью 0,14-3,0 мкм ) на глубину до 25 мм. Удельная приемистость закольматированных участков снижается при этом в 2-5 раз, но не до нуля.

По данным промысловых исследований установлено:

- приемистость верхних интервалов проницаемых пород за время бурения на глинистом растворе (2-3 суток) вследствие кольматации и закупорки снижается в 1,9-3,8 раза;

- коэффициент приемистости продуктивного пласта составляет 30-45% от полной приемистости разреза скважин.

Наряду с вышеуказанным, повышаются показатели работы долот на 20% и сохраняются фильтрационные свойства продуктивных пластов в близкой и удаленной зонах. В то же время установлено, что временная изоляция проницаемых пород при использовании глинистых растворов недостаточно эффективна. Причиной этого являются низкая герметичность контактных поверхностей породы и цементного камня из-за наличия глинистой корки; неудовлетворительные защитные свойства глинистой корки, не предохраняющие буровой раствор, а в дальнейшем и цементный камень от агрессивного воздействия пластовых вод /28-30,33/.

Анализ известных способов управляемой кольматации стенок скважины, осуществляемых при специальном рейсе или в процессе бурения, показывает, что при кольматации могут происходить следующие процессы:

- закупориваются проницаемые каналы пластов в пристенной зоне ствола скважины;

- уменьшается глубина проникновения фильтрата бурового раствора в пласт;

- увеличивается прочность обработанных пород;

- представляется возможным снизить плотность бурового раствора и величину дифференциального давления;

- ускоряется освоение скважин;

- повышается начальный дебит скважин;

- повышается механическая и рейсовая скорость бурения;

- повышается качество цементирования за счет лучшей подготовки ствола скважины и улучшения контакта цементного камня с породой;

- снижается обводненность продукции скважин.

Таким образом, управляемая кольматация в процессе бурения является перспективным направлением. Наиболее обоснованным и эффективным, на наш взгляд, является метод гидродинамической вихревой кольматации, а техническим средством для его реализации - кольмататор, разработанный УГНТУ/30/.

Однако, применение методов и средств управляемой кольматации дает положительные результаты только в случае оптимального режима кольматации. Т.к. в рассмотренных методах не приведена оценка влияния на эффективность кольматации скорости истечения жидкости из насадок кольмататора, расположения насадок в корпусе и их количества, актуальным является сравнение режимов кольматации. Немаловажно также правильно выбрать тип промывочной жидкости, содержащей в своем составе специальные кольматирующие компоненты, способные при определенных условиях создать защитный экран, препятствующий проникновению буровых и цементных растворов в пласт, а пластовых жидкостей - в скважину. Чаще всего при использовании известных технических средств кольматирующим компонентом в промывочной жидкости служит глина и выбуренная порода. В связи с широким внедрением безглинистых буровых растворов представляет научный и практический интерес сравнение кольматирующей способности различных типов промывочных жидкостей.

2.2 Анализ и обоснование методов исследования

2.2.1. Анализ методов оценки кольматирующих свойств буровых растворов и специальных изолирующих составов.

Исследование основных закономерностей проникновения твердой фазы и фильтрата бурового раствора в пласт и формирование зоны кольматации в настоящее время осуществляется как в лабораторных, так и в промысловых условиях.

По мнению /34-35/, наиболее информативным методом изучения строения и свойств зоны кольматации являются промыслово-геофизические исследования. С помощью этих методов устанавливается глубина проникновения фильтрата бурового раствора, глубина зоны кольматации, т.е. отражается фактическое состояние приствольной зоны пласта законченной бурением скважины. При этом влияние только бурового раствора на пласт трудно выделить ввиду большого количества одновременно действующих факторов.

Исследование влияния отдельных факторов на призабойную зону возможно только в лабораторных условиях. Наиболее распространенным методом изучения влияния бурового раствора на состояние призабойной зоны является исследование естественных и искусственных образцов керна с известной пористостью и проницаемостью на стандартной установке УИПК или УИПК-1М /36-38/.

В БашНИПИнефть разработана установка, позволяющая оценивать влияние фильтрационных свойств буровых растворов на проницаемость, пористость керна и глубину его кольматации /39/.

Во ВНИИКРнефти разработана экспериментальная стендовая установка для исследования элементов конструкций призабойной зоны /40/, позволяющая оценить влияние глинистой корки и кольматационного слоя на необходимую величину депрессии при вызове притока и наметить мероприятия для снижения закупоривающего воздействия указанных слоев.

В /41/приведены методы и аппаратура, применяемые при изучении свойств реагентов для изоляции притока пластовых вод.

Исследование реагентов проводили путем изучения следующих показателей: физико-химические свойства реагентов (растворимость, вязкость, структурные свойства, поверхностные явления и др. свойства); фильтруемость реагента (возможность создания экранов большой протяженности); эффект изоляции или степень закупорки; селективность.

Показатели изучали при фильтрации реагентов через пористую среду на фильтрационных установках. В качестве пористой среды использовали естественные образцы песчаников. Установки состоят из кер но держателя, в который вставляется образец породы, колонок-емкостей для жидкости и баллона со сжатым воздухом, создающего необходимое давление для фильтрации жидкости через образец. На установке низкого давления фильтрация жидкости осуществлялась при давлении на торцах образца от 0,4 до 0,1 МПа, а на установке высокого давления - до 10,0 МПа.

Методика работ заключалась в следующем. Определяли водопроницаемость образца по модели пластовой воды, после этого через образец фильтровали изучаемый реагент. Фильтруемость определяли по изменению скорости фильтрации во времени при определенном давлении. После фильтрации реагента, образцы выдерживали в течение 16-18 ч (для превращения золя в гель, превращения тиксотропных жидкостей в нетекучие и т.д.), затем определяли проницаемость образца по воде и рассчитывали эффект изоляции по формуле:

Э = (К! - К2У.К1 X 100 ,

где Э - эффект изоляции образца реагентом, %

К] - проницаемость образца до изоляции, мкм2 К2 - проницаемость образца после изоляции, мкм2.

Для реагентов, удовлетворяющим требованиям материала для изоляции притока пластовых вод, изучали их селективность. Селективность определяли по той же методике. Вместо пластовой воды использовали пластовую нефть, ее модель или керосин.

При применении селективного реагента проницаемость образца по нефти после изоляции достигает первоначального значения и эффект изоляции равен нулю.

К числу достоинств этих методов можно отнести воспроизведение условий испытаний, близких к промысловым. Недостатком описанных методов, на наш взгляд, является трудоемкость, невозможность исследований в динамических условиях и оценки глубины кольматации без дополнительных исследований. Поэтому предлагается использовать стандартную методику исследований для установки УИПК на составных моделях с целью определения глубины зоны изменения начальной проницаемости. Для определения глубины кольматации безглинистого раствора разработана новая методика /42/.

Экспериментальная установка для исследования гидродинамического вихревого процесса разработана и создана в УНИ и представляет собой стенд, состоящий из четырех основных узлов (рис.1.):

1. Гидродинамического излучателя

2. Модели проницаемого участка ствола скважины

Система гидравлической обвязки состоит из приемного бака 12, нагнетательной 21, возвратной 14 и байпас 15 линий с краном высокого давления 16. На нагнетательной линии установлены предохранительный клапан 17 и компенсатор 18. На выкидной линии установлен расходомер ВМ-80 19. Приемный бак установлен под насосом, что позволяет работать им под залив. При закрытом кране высокого давления 16 насос создает круговую циркуляцию поступающей из приемного бака рабочей жидкости. Через нагнетательную линию гидродинамический излучатель, затрубное пространство и расходомер она по

Схема экспериментальной установки по изучению влияния гидродинамического вихревого процесса

на изменение коллекторских свойств пористых сред

1 - насос 9Т 8 - гнезда пьезометрических датчиков 15 - линия байпас

2 - электродвигатель 9 - манометр 16 - кран высокого давления

3 - коробка передач 10 - кернодержатель 17 - предохранительный клапан

4 - вертикальная колонна 11 - кран сливной линии 18 - компенсатор 5-НКТ 12 - приемный бак 19 - расходомер

6 - гидродинамический излучатель 13 - кран высокого давления 20 -фиксирующие болты

7 - верхний фланец 14 - возвратная линия 21 - нагнетательная линия

Заключение диссертации по теме «Бурение скважин», Ильясов, Сергей Евгеньевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Установлено, что зона кольматации, сформированная безглинистыми буровыми растворами как в режиме естественной фильтрации, так и управляемой кольматации, обладает меньшей прочностью и большей проницаемостью по сравнению с экраном, образованным глинистым раствором.

2. Доказано, что гидродинамическая вихревая кольматация является эффективным средством для снижения проницаемости приствольной зоны пласта в процессе бурения (проработки) с промывкой как глинистыми, так и безглинистыми буровыми растворами. Для эффективной кольматации пласта с использованием разработанной конструкции кольмататора при скорости истечения струи из насадок 47 м/с достаточная концентрация твердой фазы в промывочной жидкости составляет 1,0 об.%.

3. Обоснована и экспериментально доказана эффективность снижения проницаемости зоны кольматации перед цементированием установкой ванны в продуктивном пласте. Разработанный для этих целей состав на основе МСН, ЭМКО и ОЭЦ в 2-4 раза снижает проницаемость и повышает устойчивость ПЗП к воздействию агрессивного фильтрата цементного раствора.

4. При высоких скоростях бурения и разной проницаемости пород эффективность кольматации ПЗП повышается при последовательном применении гидродинамической вихревой кольматации при первичном вскрытии продуктивного пласта и физико-химической - при подготовке ствола скважины к цементированию.

5. Результаты теоретических и экспериментальных исследований явились основанием для внедрения предложенных рекомендаций на месторождениях, разбуриваемых ЗАО ЛУКОИЛ-Бурение-Пермь и разработки руководящих документов (РД 39-0148369-502-87Р, Дополнение к РД 39-0148369-502-87Р и "Временная инструкция по подготовке ствола скважины к цементированию".

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Ильясов, Сергей Евгеньевич, 1999 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Эсмонтович М.А. Влияние методолого-петрографических особенностей и постседиментационных процессов на коллекторские свойства нижне- и среднекаменноугольных отложений платформенной части Пермской области.-Тр./ПермНИПИнефть, 1975.-Вып. 12.-С.15-17.

2. Оценка качества первичного вскрытия продуктивных пластов по промысловым и геофизическим данным /В.И.Азаматов, Н.И.Крысин, В.Д.Спасибко и др.//М.: ВНИИОЭНГ, 1989.-46с.

3. Фильтрационные и кольматирующие свойства безглинистых буровых раствор/ Н.И.Крысин, А.М.Ишмухаметова, С.Е.Ильясов и др.// Научно-технический прогресс в развитии нефтяной промышленности Пермской области: Сб.науч.тр..-Пермь,1987.-С.12.

4. Крысин Н.И., Яковенко В.И., Ильясов С.Е. Изменение проницаемости нефтяных коллекторов под воздействием буровых растворов // Повышение эффективности поиска, разведки и разработки нефтяных месторождений Пермского Прикамья: Сб.науч.тр./ИГиРГИ.-М.,1987.-С.99-104.

5. Бурение скважин в осложненных условиях с промывкой безглинистыми буровыми растворами /Н.И.Крысин, М.Р.Мавлютов, Ю.М.Сухих и др.// Нефт.хоз-во.-1988.-№1.-С.23-24.

6. Пат. 1556099 РФ, С 09 К 7/02. Безглинистый буровой раствор /С.Е.Ильясов, Н.И.Крысин, А.М.Ишмухаметова и др.-№ 4200085; Заявлено 24.0287; 0публ.20.03.95, Бюл.№8.

7. A.C. 1779040 СССР, С 09 К 7/02. Безглинистый буровой раствор для промывки скважин/ С.Е.Ильясов, Н.И.Крысин, А.М.Ишмухаметова и др.-№4727734; Заявлено 14.06.89; ДСП.

8. Куксов А.К., Черненко А.В Заколонные проявления при строительстве скважин.-М.: ВНИИОЭНГ, 1988.-68с.- (Обзор.информ. Сер. Техника и технология бурения скважин; Вып.9).

9. Ильясов С.Е., Татауров В.Г., Чугаева O.A. Совершенствование технологии подготовки ствола скважин к цементированию/ ПермНИПИнефть.-Пермь, 1998.-33с.

10. Ильясов С.Е., Татауров В.Г., Кузнецова О.Г. Технология крепления продуктивных горизонтов // Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин: Материалы семинара-дискуссии/УГНТУ.-Уфа, 1996.-С.30-32.

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

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

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

14. Полимерсолевые растворы с кольматирующим свойством для вскрытия продуктивных пластов/ Мавлютов М.Р., Нигматуллина А.Г., Валеева H.A. и др.// Технология бурения нефт. и газовых скважин: Межвуз.науч.-темат.сб. /У фим.нефт.ин-т.-У фа, 1989.-С .40-45.

15. Изучение геолого-физических свойств коллекторов нефти и газа для подсчета запасов и проектирования разработки нефтяных месторождений Пермской области/ Тульбович Б.И., Митрофанов В.П., Михневич В.Г. и др. //Отчет по теме 20-74.-ПермНИПИнефть.- 1975.- 156с.

16. Мавлютов М.Р., Кузнецов Ю.С., Поляков В.Н., Управляемая кольматация призабойной зоны пластов при бурении и заканчивании скважин// Нефт. хоз-во. -1984.-№6.-С. 7-10.

17. Применение метода струйной обработки для изоляции поглощающих пластов при бурении скважины в Восточной Сибири/Понявин В.Н., Панков Н.П., Шишин К.А. и др.// НТИС. Сер. нефтегазовая геология, геофизика и бурение.-1984.-Вып. 1.-С. 2830.

18. Поляков В.Н. Технология изоляции пластов тампонажными растворами и струйной кольматацией в процессе бурения скважин: Автореферат дисс... докт. техн. наук.- Уфа, 1989.-45 с.

19. Хаиров Г.Б., Кузнецов Ю.С., Агзамов Ф.А. Использование кольматации стенок ствола скважин для повышения качества разобщения пластов// Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Сб. научн. тр. /УНИ.-1978.-Вып. 5.-С. 122-126.

20. Поляков В.Н., Лукманов P.P., Мавлютов М.Р. Способ гидромониторной обработки проницаемых пород при бурении и заканчивании скважин // РНТС Бурение.-1980.-Вып. 1.-С.7-19.

21. Антонов К.В. Пути повышения качества долговременного разобщения продуктивных пластов в скважинах Арланского месторождения// Бурение.-1983.-Вып. 10.-С. 1-2.

22. Кабиров Б.З., Антонов К.В. Применение метода струйной обработки для подготовки ствола скважины к спуску и цементированию эксплуатационной колонны//РНТС Бурение.-1983.-Вып. 5.-С. 19.

23. Сурикова O.A., Сидорова Т.К., Соколова И.Е. Применение способа струйной обработки ствола скважин при их бурении и заканчивании// НТИС. Сер. нефтегазовая геология, геофизика и бурение.-1984.-Вып. 9.-С. 23-26.

24. Байраков М.Н. Разработка методов оперативного контроля и регулирования гидравлических условий вскрытия продуктивных отложений.-Дисс... канд.техн.наук.-05.15.10.-Уфа, 1982.-211 с.

25. Перспективные направления повышения эффективности вскрытия продуктивных отложений при наличии разнонапорных пластов по ОГКМ/ М.Р.Мавлютов,

B.Н.Поляков, Б.П.Ситков и др.// Тез. докл. научно-технического совещания: Повышение эффективности бурения глубоких скважин в аномальных геологических условиях. -Оренбург.-1983.- С. 38-40.

26. Применение струйной кольматации карбонатных коллекторов / М.Р.Мавлютов,

C.Н.Горонович, В.Н.Поляков, М.Н.Байраков // Газовая промышленность.-1985.-№1.-С.30-31.

27. Промысловая оценка гидравлических условий при вскрытии пластов на газоконденсатных месторождениях/ М.Р.Мавлютов, М.Н.Байраков, В.Н.Поляков, Б.Г.Ситков //Нефт.хоз-во.-1985.-№7.-С.6-8.

28. Курочкин Б.М., Прусова H.J1. Гидродинамическое закупоривание проницаемых пород.- М.: ВНИИОЭНГ, 1987.-55с,- (Обзор информ., Сер. Бурение.- Вып. 7 (126).

29. Курочкин Б.М., Прусова H.JI. Гидродинамический способ закупоривания проницаемых пород// НТИС Сер. Нефтегазовая геология, геофизика и бурение.-1985.-Вып. 10.-С. 36-40.

30. Оружев А.Р. Разработка технологии бурения с управляемой вихревой кольматацией слабосцементированных песчаноглинистых отложений: Автореферат дисс... канд. техн. наук.-Уфа, 1987.-24с.

31. Исследование, разработка гидродинамических устройств и совершенствование технологических процессов проводки скважин: Отчет о ГИР (закл.)/УНИ; Руководитель В.Ф. Галиакбаров. - № ГР 01830063395; инв. № 02860033391.-Уфа, 1985.-56с.

32. Мавлютов М.Р., Галиакбаров В.Ф., Санников Р.Х. и др. Технология бурения с управляемой гидродинамической вихревой кольматацией.// Нефтяное хозяйство.-1987.-№ 6.

33. Лукманов P.P. Разработка и исследование методов струйной обработки и селективной изоляции проницаемых пород при заканчивании скважин: Автореферат дисс... канд.техн. наук.-Уфа, 1980.-24с.

34. Хломинец З.Д., Шановский Я.В. Изучение зоны кольматации терригенных коллекторов промыслово-геофизическими методами// Нефтяное хозяйство.-1984.-№ 7. -С.25-29.

35. Боярчук А.Ф. Основные закономерности формирования зоны проникновения глинистых растворов в терригенных и карбонатных коллекторах// Геология нефти и газа.- № 1.-С.53-58.

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

37. Выжигин Г.В., Кривоносов A.M., Каринов П.Г. Необратимость проницаемости пород скважин при воздействии бентонитового раствора.//Нефтегазовая геология, геофизика и бурение.-1984. -№ 9. -с. 19-21

38. A.C. 935522 СССР, МКИ С 09К7/02. Раствор для вскрытия продуктивных пластов/ Н.П.Заикин, В.К.Галабурда, Г.С.Евтушенко и др.- № 2998680/23-03; Заявлено 24.10.80; Опубл. 1982, Бюл. № 22.

39. Шутихин В.И., Шарафутдинов Б.А., Кагарманов Н.Ф. Фильтрационные свойства полимерного раствора в динамических условиях в процессе бурения// Технология добычи нефти и бурения скважин.-Уфа, 1980,-Вып. 58.- С. 16-21.

40. Нижник. А.Е. Стендовая установка для исследования элементов конструкции призабойной зоны скважины со слабосцементированными коллекторами.// Технология крепления скважин.-Краснодар, 1979.-С. 60-65.

41. Амелин Б.А., Васильев В.Д., Глинский Е.Е. Новые методы неметаллического крепления скважин.-М.: Недра.-1964.-111с.

42. A.C. 134558 СССР, G 01 N21|91. Способ определения кольматирующих свойств полимерного безглинистого бурового раствора/ С.Е.Ильясов, Н.И.Крысин, А.И.Ишмухаметова и др.-№ 3938347; Заявлено 26.07.85; Опубл. 30.09.87, Бюл.№ 36.

43. Касьянов Н.М., Рахматулин Р.К. Исследование влияния инвертных эмульсионных растворов на качество вскрытия продуктивного пласта//Бурение.-1981.-№ 6. -С. 1720.

44. Шутихин В.И., Березин В.Н. Способ оценки проникновения в керн фильтрата известково-битумного раствора.// Нефтепромысловое дело.-1980.- № 6. -С.27-28.

45. Амиян В.А. Возможность образования эмульсий в призабойной зоне // Новости нефт. и газовой техники: Науч.-техн.информ.сб./ ВНИИОЭНГ.-1959.-№11.-С. 18-21.

46. Гетлин К. Бурение и заканчивание скважин: Пер. с англ..-М.: Гостоптехиздат, 1963.-518 с.

47. Жигач К.Ф., Паус К.Ф. Влияние промывочных жидкостей на проницаемость кернов//Нефт.хоз-во.- 1957.-№11.-С.62-67.

48. Исаев М.И. Влияние качества промывочной жидкости на сроки освоения скважин

и их продуктивность.// Нефт.хоз-во.-1957.-№8.-С.38-40. «

49. Шехтман Ю.М. Фильтрация малоконцентрированных суспензий.-М.: изд-во АН СССР, 1961.-211с.

50. Амиян В.А., Амиян A.B., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов.-2-e изд. перераб. и доп.,- М.: Недра, 1980.-380с.

51. ОСТ 39-195-86 "Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях".

52. Методические указания по применению ЭВМ "СМ-;" для обработки результатов лабораторных работ (планирование эксперимента).-Уфа,1988.-52с.

53. Методические указания по применению ЭВМ "СМ-4" для обработки результатов лабораторных работ (корреляционно-регрессионный анализ).-Уфа, 1988.-17с.

54. Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа.-М.: Недра, 1977.-С. 60-64.

55. Основные направления повышения качества вскрытия продуктивных пластов/ Н.И.Крысин, А.М.Ишмухаметова, С.Е.Ильясов и др.// Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов нефти Пермского Приуралья/ПермНИПИнефть.- М.: ИГиРГИ, 1988. - С.60-64

56. Совершенствование технологии вскрытия продуктивных пластов в условиях истощающихся ресурсов Пермского Прикамья / Н.И.Крысин, А.М.Ишмухаметова, С.Е.Ильясов и др. //Основные направления научно-технического прогресса в развитии нефтяной промышленности Пермского Прикамья: Тез. конференции Пермь, 1989. -С.123-124.

57. Ландау Л.Д., Лифшиц Е.М. Гидродинамика.-М.: Наука, 1986.-730с.

58. Савельев И.В. Курс физики.Т1.-М.: Наука, 1989.-350с.

59. Берд Р., Стюарт В., Лайфут Е. Явления переноса.-М.:Химия.-1974.-С.93-97.

60. Маковей Н. Гидравлика в бурении.-М.:Недра.-1986.-С.287-288.

61. Перспективные направления повышения эффективности вскрытия продуктивных отложений при наличии разнонапорных пластов по ОГКМ/ М.Р.Мавлютов, В.Н.Поляков, Б.П.Ситков и др.// Тез.докл. научно-технического совещания: Повышение эффективности бурения глубоких скважин в аномальных геологических условиях.-Оренбург.-1983.-С.38-40.

62. Мусабиров М.Х. Разработка технологии обработки призабойной зоны нефтяного пласта обратными эмульсиями в процессе глушения и подземного ремонта скважин: Автореферат дисс... канд. техн. наук.-Уфа, 1989.-24с.

63. Блажевич В.А., Умрихина E.H. Новые методы ограничения притока воды в нефтяных скважинах. - М.: Недра.- 1974.

64. Блажевич B.A., Умрихина E.H. Обоснование направлений в разработке методов селективной изоляции притока воды в нефтяных скважинах.-Тр.БашНИПИнефть.-вып. 42.- 1975.-С.72-79.

65. Блажевич В.А., Умрихина E.H., Улитбаев В.Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений.- М.: Недра.- 1981.-232с.

66. Адель И.Б., Городнов В.Д., Клименко З.К. Применение малосиликатного глинистого раствора.-В кн.: Сб.материалов НТС по глубокому бурению. М.:1968, вып. 11.-С.80-84.

67. Булатов А.И., Абрамова Е.И., Леонидова А.И. Изучение физико-химического взаимодействия тампонажных растворов с глинистым применительно к решению проблемы газопроявлений./ Тр. Кф ВНИИнефть.- вып. 18.- М.: Недра.- 1967.

68. Умрихина E.H., Блажевич В.А. Изоляция притока пластовых вод в нефтяных скважинах.-М.:Недра.-1966.-164с.

69. Молеренко A.B., Земцов Ю.В. Методы селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сибири.-М.-1987.-60с. (Нетепромысловое дело: обз.инф./ВНИИОЭНГ, вып. 1(130).

70. Клещенко И.И. Применение кремнийорганических жидкостей для в о д оиз о ляционных работ в скважинах. /Нефтяное хоз-во.- №3.-1989.-С.53-56.

71. Казакова Л.В., Южанинов П.М., Можаев C.B. Основные результаты применения химреагента ЭМКО для повышения нефтеотдачи пластов в ОАО ЛУКОЙЛ-Пермнефть./Сб.докладов НТС по обмену опытом и выработке основных направлений деятельности в области повышения эффективности разработки месторождений.-М.,-1998.-С.296-300.

72. Фильтрация сапропелевых буровых растворов в пористой среде/ И.И.Лиштван, В.И.Ложеницына, А.С.Лерман, А.И.Лобов, В.Ю.Артамонов// Инженерно-физический журнал.- том 55.- № 4.- Минск, 1988.-С.594-599.

73. Зарубин Ю.А., Акулыпин А.И., Семенов Б.Н. Новые методы временной изоляции на месторождениях Украины. -М.: Нефтепромысловое дело: обз. инф. /ВНИИОЭНГ.- вып. 9. (166).-1986.- 45с.

74. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении.-М.: Недра.- 1977.-280с.

75. Ишмухаметова A.M. Исследование и совершенствование буровых растворов для условий Пермского Прикамья: Автореферат дисс... канд. техн. наук. Уфа, 1982.-25с.

76. РД 39-0148369-520-88Р. Инструкция по составам, технологии приготовления и

управления физико-химическими свойствами безглинистых буровых растворов при

бурении скважин в осложненных условиях. / Н.И.Крысин, А.М.Ишмухаметова,

С.Е.Ильясов и др. - Пермь, 1988 - 21с.

77. Валеева Н.А. Полимерсолевые растворы с управляемыми кольматирующими свойствами для вскрытия продуктивных песчаников./Автореферат дисс... канд.техн.наук.-Уфа, 1988.-26с.

78. Белов В.П. Полимерная промывочная жидкость на основе полиакриламида. -Нефть и газ.- 1970.-№ 7.

79. Булатов А.И., Сибирко И.А., Ланцевицкая С.Н. К вопросу об эксперментальной проверке возможных путей газопроявлений. /Тр. Кф ВНИИнефть, вып. 15.- М.: Недра.- 1966.

80. Долговечность тампонажного камня в нефтяных и газовых скважинах: Учеб.пособие /М.Р.Мавлютов, Ф.А.Агзамов, В.П.Овчинников, Ю.С.Кузнецов и др..-Уфа., 1987.-94с

81. Анализ причин заколонных газопроявлений и пути повышения качества цементирования скважин в условиях сероводородной агрессии/ М.Р.Мавлютов, В.М.Кравцов, В.П.Овчинников и др. -М.: ВНИИОЭНГ, 1984.-52с.

82. Цейтлин В.Г. Причина затрубных газопроявлений после цементирования обсадных колонн в газовых скважинах и методы их предотвращения//Бурение.-1964.-№2.-С.16-19.

83.Ашрафьян М.О. Повышение качества разобщения пластов при бурении и заканчивании скважин.-М.: Недра, 1982.

84. Исследование проникновения частиц в пористые слои при разделении суспензий фильтрованием/ Л.А.Федотов, Е.Е.Буже, В.А.Жужиков и др.//Химическая промышленность.-1972.-№6,7.-С.11-16.

85. Применение комплексной технологии заканчвиания скважин в АНК "Башнефть'7 И.Ф.Афридонов, Р.Т.Асфандияров, И.О.Овцын и др.// Нефтяное хоз-во.- 1998.-№8.-С.9-11.

86. Влияние безглинистых буровых растворов на качество вскрытия продуктивных пластов/ Н.И.Крысин, М.Р.Мавлютов, В.И. Азаматов и др. // Нефтегазовая геология, геофизика и бурение. -1985.- №11.-С.29-32.

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

88. Татауров В.Г. Исследование и разработка технико-технологических мероприятий по обеспечению надежности разобщения проницаемых пластов. Автореф. Дис... канд.техн.наук.-Тюмень. - 1997.-22с.

89. Подгорнов В.М., Ведищев И.А. Практикум по заканчиванию скважин. Учебное пособие для вузов. - М.: Недра.- 1985.-256с.

90. Казакова Л.В., Южанинов П.М., Ильясов С.Е. Основные результаты применения химреагента ЭМКО для водоизоляционных работ при добыче нефти/ ПермНИПИнефть.-Пермь.-1998.-ЗЗс.

91. Инструкция по методам контроля качества буровых растворов. - М.- 1972.- 45с.

92. Определение характеристик буровых растворов- средства и методы. -Хьюстон, шт.Техас: Бароид дриллинг флюидз, инк.-1985.-43с.

93. ГОСТ 26798.1-96. Цементы тампонажные. Методы испытаний.-М.: МНТКС.-1998.-13с.

94. ГОСТ 26798.2-96. Цементы тампонажные. Методы испытаний.-М.: МНТКС.-1998.-13С.

95. ОСТ 39-204-86. Нефть. Метод лабораторного определения остаточной водонасыщенности коллекторов нефти и газа по зависимости насыщенности от капиллярного давления.-Миннефтепром.-М.-1986.-24с.

96. Квази- и статистическая картина загрязнения прискважинной зоны пласта /А.Ш.Янтурин, В.И.Шутихин, А.С.Прокаев, В.Н.Коньков //Нефтяное хоз-во.-№7.-1993.-С.16-19.

97. Янтурин А.Ш., Прокаев A.C., Коньков В.Н. Влияние условий вскрытия пласта бурением на интенсивность загрязнения при естественной кольматации стенок скважины/ Нефтяное хоз-во.-№7.-1993.-С.19-24.

98. РД 39-0148369-502-87Р. Инструкция по новой технологии бурения нефтегазовых скважин с применением гидродинамического вихревого воздействия на стенки ствола скважин в процессе механического бурения / Н.И.Крысин, Т.И.Крысина, С.Е.Ильясов и др. - Пермь, 1987 - 16с.

99. Дополнение к РД 39-0148369-502-87Р. Инструкция по технологии бурения нефтегазовых скважин с применением гидродинамического вихревого воздействия для регулирования проницаемости горных пород в процессе бурения и проработки ствола. / Н.И.Крысин, С.Е.Ильясов, С.А.Горшенев - Пермь, 1993. -23с.

100. Ильясов С.Е. Применение кольмататора гидродинамического вихревого принципа действия для регулирования проницаемости горных пород в процессе бурения/ ПермНИПИнефть, - Пермь, - 1998.-ЗЗс.

101. Временная инструкция по подготовке ствола скважины к цементированию/ В.Г.Татауров, С.Е.Ильясов.- Пермь: ПермНИПИнефть, 1998.- 12с.

102. Татауров В.Г., Нацепинская A.M., Ильясов С.Е. Выбор технологии заканчивания скважин на основе снижения их отрицательного влияния на пласт./Сб.докладов НТС по обмену опытом и выработке основных направлений деятельности в области повышения эффективности разработки месторождений.-М.,-1998.-С.296-300.