Совершенствование технологий отключения верхнего пласта и освоения возвратного объекта с сохранением его коллекторских свойств тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.15.06, кандидат технических наук Волочков, Николай Семенович

• Волочков, Николай Семенович
• кандидат технических наук
• 1999

Оглавление диссертации кандидат технических наук Волочков, Николай Семенович

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ОТКЛЮЧЕНИЯ ВЫРАБОТАННЫХ ВЕРХНИХ ПЛАСТОВ И ПЕРЕХОДА НА ДРУГИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ОБЪЕКТЫ. д

1.1 Применение технических средств для отключения верхних пластов

1.1.1 Применение пакеров

1.1.2 Применение металлических пластырей

1.1.3 Применение колонн-летучек

1.2 Применение тампонирования

1.3 Применение жидкости для глушения и промывки скважин

1.3.1 Утяжеленные жидкости для глушения и промывки скважин

1.3.2 Жидкости для глушения и промывки скважин, содержащие ПАВ,полимеры и другие химические реагенты

1.3.3 Жидкости для глушения скважин, обеспечивающие сохранность коллек-торских свойств ПЗП, и технологии их применения. 20 ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 1

2 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ОТКЛЮЧЕНИЯ ВЕРХНЕГО ДЕВОНСКОГО ПЛАСТА НА САТАЕВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

2.1 Состояние разработки девонских объектов Д1 и Д1У Сатаевского месторождения

2.2 Анализ результатов поисковых опытно - технологических работ по совершенствованию технологий отключения верхнего пласта (Д1) на примере Сатаевского месторождения

2.3 Обоснование выбора технологии отключения верхнего пласта. 55 ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 2

3 ИССЛЕДОВАНИЯ ПО ПОИСКУ ЖИДКОСТЕЙ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН ДЛЯ УСЛОВИЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НГДУ «АКСАКОВНЕФТЬ»

3.1 Анализ геолого-промыслового материала по вторичному вскрытию пластов и освоению скважин

3.2 Аппаратура и методика исследований процессов, происходящих в ПЗП

3.3 Разработка новых составов жидкостей глушения скважин

3.4 Экспериментальное исследование фильтрации пластовых флюидов в образцах терригенных пород при моделировании процессов глушения скважин новым составом ЖГС

3.5 Экспериментальное исследование фильтрации пластовых флюидов в образцах карбонатных пород при моделировании процессов глушения скважин новыми ЖГС 91 ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 3

4 ПРОВЕДЕНИЕ OTP ПО ИСПЫТАНИЮ КОМПЛЕКСНОЙ ТЕХНОЛОГИИ РИР С ТАМПОНИРОВАНИЕМ ВЕРХНЕГО ПЛАСТА И ПРЕДОТВРАЩЕНИЕМ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ВОЗВРАТНОГО НИЖНЕГО ОБЪЕКТА

4.1 Проведение OTP по испытанию и внедрению жидкостей УНИ в процес-

се подземного ремонта скважин.

108

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 4

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ. АКТ ВНЕДРЕНИЯ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование технологий отключения верхнего пласта и освоения возвратного объекта с сохранением его коллекторских свойств»

ВВЕДЕНИЕ

При разработке многопластовых месторождений сложной проблемой является возврат с верхнего объекта эксплуатации на нижний из-за технологических трудностей отключения верхнего объекта. Они связаны, прежде всего, с неоднородным строением продуктивных пластов по проницаемости и другим коллекторским характеристикам, а также величиной пластового давления, что предопределяет и неравномерность поглощения пластом закачиваемых жидкостей, в том числе и тампонажных растворов. Кроме того, играют значительную роль фильтрационные возможности самих тампонажных растворов, механизм закупоривания ими пористой среды и вид образовавшегося закупоривающего материала, прочностные и адгезионные свойства последнего, гидродинамические и температурные условия, состояние цементного кольца выше и ниже отключаемого пласта, толщина перемычки между пластами, режим эксплуатации скважины после ремонтно-изоляционных работ (РИР) и т.д.

Различное сочетание перечисленных причин обуславливает степень успешности проводимых в скважинах РИР по отключению верхнего пласта.

Крупный вклад в лабораторные и промысловые исследования технологий РИР и в изучение проблем отключения верхних пластов внесли Асмолов-ский B.C., Блажевич В.А., Габдуллин Р.В., Газизов А.Ш., Кисельман M.JL, Кошелев А.Т., Мишин В.И., Муслимов Р.Х., Плотников И.Г., Рябоконь С.А., Стрижнев В.А., Умрихина E.H., Уметбаев В.Г., Усов C.B., Шумилов В.А., Юрьев В.А., Юсупов И.Г., Стефане, Леннон и др.

В известных отечественных исследованиях в основном рассматриваются проблемы ограничения притока воды в нефтяные скважины, исправления некачественного цементного кольца и его наращивания, герметизации эксплуатационной колонны. Целенаправленных исследований по технологиям отключения верхних пластов проведено недостаточно. На практике часто применяются изоляционные материалы и технические средства, апробированные при проведении других видов РИР.

Также недостаточно внимания уделяется подготовке отключаемого пласта к тампонированию путем его очистки, недопущению загрязнения вводимо-

го в эксплуатацию объекта, то есть, сохранению его коллекторских свойств. Эта проблема нашла отражение в работах Александрова Г.Ф., Амияна В.А., Байкова У.М., Березина В.М., Валеева Ш.И., Зейгмана Ю.В., Коробова К.Я., .Лозина Е.В., Мавлютова М.Р., Саяхова Ф.Л., Сыртланова А.Ш., Токарева М.А., Шутихина В.И., Уайтфилда Д.Л., Бухгольдца Г.Е., Дженнингз А.Р. и многих других ученых и специалистов производства.

Автор принимал непосредственное участие в разработке, испытаниях и внедрении технологий РИР и глушения скважин, в обобщении результатов промысловых исследований, обосновании направления лабораторных исследований по изысканию новых рецептур тампонажных составов и жидкостей глушения скважин.

Результаты проведенных исследований и технологических разработок обеспечивают решение важных прикладных задач в области нефтедобычи.

Цель работы Совершенствование и внедрение технологий отключения верхнего пласта с применением улучшенных изоляционных материалов, технических средств и с обеспечением сохранности коллекторских свойств возвратного пласта.

Задачи исследований

1. Анализ применяемых технологий отключения верхнего пласта и способов сохранения коллекторских свойств возвратных пластов.

2. Изучение особенностей фильтрации технологических жидкостей при моделировании процессов глушения-освоения скважин в процессе капитального ремонта (КРС).

3. Лабораторные исследования по поиску жидкостей глушения скважин для условий месторождений Западного Башкортостана.

4. Испытание и внедрение новых и усовершенствованных технологий отключения верхнего пласта.

5. Разработка и промысловые испытания комплексной технологии РИР по отключению верхнего пласта и качественному освоению возвратного объекта.

6. Обоснование выбора технологий РИР.

Методы решения поставленных задач

1. Лабораторные, аналитические и промысловые исследования.

2. Гидродинамические исследования скважин.

Научная новизна

1. Выявлены особенности фильтрации технологических жидкостей в процессе моделирования операций глушения и освоения пласта после РИР. Получены количественные показатели влияния жидкостей глушения скважин (ЖГС) на фильтрационные характеристики пористой среды.

2. Разработан новый состав ЖГС (УНИ-3) для использования в процессах РИР по отключению верхнего пласта и переходу на другие горизонты на уровне патента.

3.Предложен научный критерий выбора технологий РИР, обеспечивающий повышение их эффективности.

4. Разработана комплексная технология, включающая элементы РИР и глушения скважин специальными жидкостями, сохраняющими коллекторские свойства пласта.

Основные защищаемые положения

1. Усовершенствованные технологии РИР по отключению верхнего пласта.

2. Обоснование выбора новых химических составов в качестве компонентов технологических жидкостей для проведения РИР.

3. Комплексная технология тампонирования верхнего пласта и перехода на нижний продуктивный пласт с сохранением его коллекторских свойств.

Практическая ценность

1. Аналитическими исследованиями выявлены преимущества и недостатки существующих методов РИР по отключению верхнего пласта, что позволяет обосновать направления совершенствования технологий РИР.

2. Обобщены результаты исследований по сохранению коллекторских свойств пластов в процессе ремонта скважин, что повышает технологическую эффективность РИР по отключению верхнего пласта.

3. Испытаны и внедрены усовершенствованные технологии РИР по отключению верхнего пласта.

4. Испытана и внедрена комплексная технология РИР по отключению верхнего пласта с сохранением коллекторских свойств нижнего пласта.

Реализация результатов исследований в промышленности

Результаты исследований использованы в составленном и внедренном в производство регламенте на применение новых тампонажных составов для РИР.

Усовершенствованные и комплексные технологии РИР по отключению выработанного верхнего девонского пласта внедрены в 18 скважинах Сатаев-ского месторождения, что обеспечило добычу 43,6тыс.т нефти из возвратного объекта разработки.

Технологические жидкости, обеспечивающие сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов, использованы при глушении 12 скважин 5 месторождений с дополнительной добычей 54т нефти на одну скважино-операцию.

Внедрение результатов диссертационной работы обеспечило получение экономического эффекта в сумме 3287тыс.рублей.

Апробация работы

Основное содержание диссертационной работы докладывалось на семинарах-дискуссиях Волго-Камского регионального отделения РАЕН "Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения" (г.Бугульма, 1996г.), "Проблемы разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами" (г.Альметьевск, 1996г.) и "Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и го-

ризонтальных скважин" (г.Уфа, 1996г.), « Совершенствование разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений» (выставка «Газ. Нефть. Башкортостан - 97» (г.Уфа,апрель 1997г.), на технических советах АНК "Башнефть", НГДУ "Аксаковнефть" , на школах-семинарах по проблемам РИР, на секциях Ученого совета БашНИПИнефть и научно-технических советах УГНТУ.

Публикации По результатам исследований, представленных в диссертационной работе, опубликовано 7 работ, в том числе 4 статьи, 1 патент, 1 руководящий документ, 1 стандарт предприятия. В диссертационной работе представлены результаты исследований, выполненных лично автором, под его руководством и непосредственном участии в НГДУ "Аксаковнефть", БашНИПИнефть за 1993-1998г.г.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав и выводов, содержит 131 страницу машинописного текста, 21 рисунок, 28 таблиц, 140 библиографических ссылок, 1 приложение на 3 страницах.

Автор выражает свою искреннюю благодарность специалистам НГДУ "Аксаковнефть", руководству и специалистам АНК "Башнефть", ученым БашНИПИнефть и УГНТУ за совместные исследования и оказанную помощь в выполнении работы.

1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ОТКЛЮЧЕНИЯ ВЕРХНИХ ПЛАСТОВ И ПЕРЕХОДА НА ДРУГИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ОБЪЕКТЫ.

При разработке многопластовых месторождений выработка отдельных пластов, включенных в один объект, и их обводнение происходят крайне неравномерно. Последнее объясняется их неоднородным строением [29,46,47,48,49].

Для увеличения выработки менее проницаемых пластов производится поэтапное отключение отдельных высокопроницаемых обводненных пластов. При этом могут наблюдаться разные случаи [46]: пласты располагаются по степени ухудшения коллекторских свойств снизу вверх и наоборот. В первом случае сначала будет обводняться самый нижний пласт. Его отключение из эксплуатации не представляет технической трудности. Для этого устанавливаются цементные мосты, взрыв-пакеры, забой и интервал перфорации засыпают песком или применяются различные комбинации перечисленных способов.

Второй случай является наиболее сложным с точки зрения надежной изоляции (отключения) верхнего пласта с улучшенными коллекторскими свойствами. Поэтому ниже будут рассматриваться известные технологии отключения верхних пластов.

Отключение верхних пластов производится, в основном, двумя методами, отличающимися между собой технологиями их применения [47]: с использованием технических средств и тампонирования.

1.1. Применение технических средств для отключения верхних

пластов.

1.1.1. Применение пакеров.

Для отключения верхних пластов применяются механические, гидравлические и гидромеханические пакеры. Чаще всего для указанных целей используется один пакер, устанавливаемый снизу отключаемого пласта.

Условия применения способа: герметичность цементного кольца сверху и снизу отключаемого пласта [4,7,109].

Недостатки способа заключаются в следующем: ненадежность герметизации, исключение доступа в интервал перфорации эксплуатируемого пласта по затрубному пространству.

1.1.2. Применение металлических пластырей

Металлический пластырь представляет собой продольно-гофрированную тонкостенную стальную трубу с наружным диаметром, позволяющим спускать ее в 146 и 168-мм эксплуатационные колонны с зазором 6...10мм [30,68,85,108,110,128,129,137]. Для указанных колонн число гофр равно 6. На наружную поверхность пластыря наносится герметизирующий состав. Отключение пласта производится путем установки пластыря против интервала перфорации и расширения его с применением специального устройства "ДОРН". Для этого конусная дорнирующая головка протягивается вдоль гофрированной трубы до полного контакта с внутренними стенками эксплуатационной колонны.

Работы по установке пластыря производятся в следующей последовательности: высокочувствительным термометром проверяется герметичность заколонного пространства (переток); против нижнего перфорированного пласта устанавливается цементный мост или песчаная пробка; шаблонируется колонна, очищается интервал перфорации отключаемого пласта, в скважину спускается пластырь с комплектом специального оборудования и он устанавливается против интервала перфорации, проверяется герметичность эксплуатационной колонны опрессовкой давлением и снижением уровня жидкости.

Для изготовления пластырей используются стали марок 10, 20 и Х18Н10Т, обладающие хорошей пластичностью и достаточной прочностью. Кроме того, сталь Х18Н10Т является коррозионно-стойкой.

Преимуществами применения пластырей для отключения верхних пластов являются простота и экономичность, недостатками - уменьшение внутреннего диаметра эксплуатационной колонны на 7,6мм с учетом толщины

стеклопластика, которым обматывают пластырь перед спуском в скважину для предотвращения возникновения электролитической коррозии между пластырем и колонной; нецелесообразность установки при негерметичном цементном кольце между отключаемым верхним и подлежащим эксплуатации нижним пластами; более частое нарушение герметичности в добывающих скважинах (депрессия) по сравнению с нагнетательными (репрессия), особенно при величинах депрессии более 8-10МПа.

1.1.3. Применение колонн-летучек

Летучка представляет собой колонну стальных или дюралюминиевых труб необходимой длины, спускаемую в существующую эксплуатационную колонну и устанавливаемую против перфорации верхнего отключаемого пласта. Для 146-мм эксплуатационных колонн наиболее часто спускают 114-мм трубы с расточенными муфтами или безмуфтовые. Длина летучки на 10-20м должна быть больше толщины интервала перфорации. Применяют две технологии спуска колонны-летучки [38,108,129]. По первой технологии колонна-летучка сбрасывается в цементный раствор, заранее поданный в интервал перфорации скважины. Затем в колонне создается избыточное давление для закачивания части цементного раствора в пласт, оставшийся над летучкой раствор удаляют желонкой.

По второй технологии колонна-летучка спускается в скважину на НКТ или бурильных трубах с левой резьбой, цементируется, затем НКТ отворачиваются и извлекаются. После ОЗЦ проводятся геофизические исследования по оценке качества цементирования летучки.

1.2. Применение тампонирования

Наиболее распространенным и надежным методом отключения верхнего пласта является тампонирование с применением цементного раствора и лег-кофильтрующихся в поры пласта тампонажных составов в зависимости от особенностей геологического строения месторождения [110,111,112,113,129].

В.А. Блажевичем и др. предложена технология отключения верхнего пласта в скважинах Арланского месторождения, содержащего открытые трещины [112,119]. Технология является двухступенчатой: устьевая часть трещины заполняется цементным раствором, затем в пористую часть пласта закачивается легкофильтрующийся тампонажный состав.

Для отключения пористого верхнего пласта известно применение синтетической смолы ТСД-9, ЛСТ, карбамидоформальдегидной смолы КФ-Ж и т.д. [92,93,129]. Технология РИР заключается в закачивании тампонажного раствора под давлением и с оставлением моста против интервала перфорации. Качество изоляции пласта проверяется опрессовкой эксплуатационной колонны давлением до и после разбуривания цементного моста, а также - снижением уровня жидкости в скважине после разбуривания моста.

Основным недостатком метода тампонирования является сложность и трудоемкость работ. Последние объясняются проведением неоднократных операций тампонирования для достижения полной герметичности изолируемого интервала пласта. Другим не менее значимым недостатком этого метода является небольшой период герметичности отключаемого пласта при величинах депрессии 6.. .8Мпа, возникающих в процессе эксплуатации скважин.

В целом результат РИР по отключению верхнего выработанного объекта оценивается по двум критериям: успешности работ по обеспечению качественной и долговременной изоляции верхнего пласта, а также - достигнутой технологической эффективности эксплуатации скважины по возвратному объекту после РИР.

Выполнение первого критерия обусловлено только уровнем и обоснованностью применяемой технологии изоляционных работ. На достижение положительных результатов по второму критерию влияет степень отрицательного воздействия на возвратный объект технологических жидкостей, используемых в процессе РИР. Поэтому уже на стадии планирования РИР должны быть обоснованы виды и объемы жидкостей глушения (ЖГС), промывочных жидкостей (ПЖ) с учетом быстрого и качественного освоения возвратного объекта

разработки, а также - конкретных геолого-технических условий эксплуатации скважин [24,28,31,32,35,75,82,91].

Изложенное обосновывает необходимость обобщения исследований, посвященных разработке и применению различных рецептур ЖГС и ПЖ в процессах ремонтных работ, а также - вторичного вскрытия пластов.

1.3. Применяемые жидкости для глушения и промывки скважин

Жидкости для глушения и промывки скважин должны отвечать определенным требованиям, основными из которых являются [32,59]: соответствующая пластовому давлению плотность; отсутствие взвешенных частиц для предотвращения загрязнения продуктивного пласта;

химическая инертность к горным породам, совместимость с пластовыми флюидами;

отсутствие отрицательного влияния на процесс подготовки нефти (повышение устойчивости эмульсии, образование нефтесодержащих твердых отходов и т.д.);

низкое коррозионное воздействие на скважинное оборудование; термостабильность при высоких температурах и отсутствие кристаллизации на поверхности в зимних условиях;

технологичность в приготовлении и использовании, регулируемость технологических свойств;

недифицитность и относительная невысокая стоимость. Как показывает практика, подавляющее большинство применяемых ЖГС не отвечают одновременно всем перечисленным требованиям. Необходимость их применения на промыслах обусловливается многообразием геолого-технических условий эксплуатации скважин на различных месторождениях.

1.3.1. Утяжеленные жидкости для глушения и промывки скважин

Утяжеленные ЖГС приготавливаются на основе технической воды с добавками различных утяжелителей: глинопорошка, барита в виде концентрата и

применяются только в исключительных вынужденных случаях - в условиях аномально высоких пластовых давлений. Количество утяжелителя, добавляемого к воде, определяется по формуле

где М - масса утяжелителя, т; V - объем ЖГС, м3; рут - плотность утяжелителя, г/см3; рв - плотность воды, г/см3; ржгс - плотность ЖГС, г/см3; п - влажность утяжелителя, доли ед.

В отечественной практике утяжеление ЖГС производится путем добавления в них неорганических солей: хлористого натрия, кальция, цинка, солей натрия и калия фосфорной кислоты. Кроме перечисленных солей за рубежом для приготовления ЖГС используются бромид натрия, карбонат калия, нитрит натрия, хлорид олова, хлористый калий и др. [22,23,25,35,36,37,40,58,64,76, 94]. Среди них наибольшее распространение получили соли калия.

Растворимость неорганических солей в водах зависит от температуры приготовления раствора. Так, например, хлористый кальций при увеличении температуры с 0 до 100°С растворяется в количестве 158 граммов на 100 граммов воды. Это в 2,65 раза больше, чем при температуре 0°С. Аналогичный прирост растворимости для хлористого натрия составляет всего 10%, что и является одной из причин его меньшего применения для приготовления ЖГС.

Нами были проведены исследования по определению количества добавок хлористых солей № и Са для приготовления ЖГС требуемой плотности. Результаты этих опытов представлены в табл. 1.1.

>5

порошка, сидерита плотностью до 3500кг/м , железистых соединений (гематита, магнетита и др.) плотностью до

4150кг/м [19,22,79,80]. Плотность пере-

л

численных утяжелителей изменяется от 2600 до 4250кг/м . Утяжеленные ЖГС

(1)

Таблица 1.1

Определение количества (кг) добавок №С1 и СаСЬ для приготовления 1м3ЖГС

Плотность ЖГС, кг/м3 СаС12 NaCl

1 2 3

1020 50,0 22,2

1040 62,3 58,4

1060 77,2 94,5

1080 95,3 130,7

1100 117,2 166,8

1120 143,6 203,0

1140 175,3 239,2

1160 213,2 275,3

1180 258,5 311,5

1200 312,4 347,6

1220 376,4 383,7

1240 452,1 419,9

1260 541,5 456,1

1280 646,6 492,2

1300 770,1 528,4

1320 914,7 564,6

1340 1083,6 600,7

1360 1280,5 636,9

1380 1509,5 673,0

1400 1775,2 709,2

Для получения растворов более высокой плотности (больше 1400кг/м3) используют смеси солей хлоридов цинка и кальция. Для высокотемпературных условий скважин смесь СаС12 и ТпС\г позволяет получить ЖГС плотностью до 2000кг/м3. Температура замерзания таких ЖГС достигает минус 40°С. Кроме хлорида цинка для приготовления тяжелых ЖГС используется и сульфат бария (Ва804). Добавление этого реагента к глинистому раствору или воде приводит к образованию суспензии, что сильно затрудняет применение подобных ЖГС в операциях вскрытия пластов и глушения скважин. Кроме того, применение ЖГС высокой плотности способствует более глубокому их проникновению в пласт и ухудшению коллекторских характеристик ПЗП.

В последнее время приготовление ЖГС и ПЖ осуществляется на основе сточных или пластовых вод. В этом случае сведения табл. 1.1 о количестве до-

бавок минеральных солей для приготовления ЖГС требуемой плотности необходимо скорректировать на величину начальной плотности воды.

При выборе ЖГС, кроме величины плотности, необходимо рассчитать и требуемый объем задавочной жидкости. Увеличение объема ЖГС приводит к росту забойного давления и, следовательно, к большему проникновению ЖГС в пласт [1,27]. Наряду с этим, необходимо учитывать совместимость ЖГС с пластовыми флюидами и породообразующими минералами. Несоблюдение перечисленных требований может привести к необратимому ухудшению состояния ПЗП и необходимости проведения работ по восстановлению производительности скважин.

1.3.2. Жидкости для глушения и промывки скважин, содержащие ПАВ, полимеры и другие химические реагенты.

Как уже было отмечено, применение водных ЖГС может привести к ухудшению коллекторских характеристик пород ПЗП. Для улучшения свойств ЖГС чаще всего используются ПАВ и различные загустители [2,6,20,21,44,53,59,72,77].

При применении ПАВ изменяется интенсивность взаимодействия не-смешивающихся фаз: нефть - пластовая вода - газ - ЖГС - порода. Находясь в небольших количествах в жидкости, молекулы ПАВ распределяются на поверхностях раздела тонким слоем, уменьшают величину межфазного натяжения и, тем самым,- потери энергии на продвижение флюидов по каналам фильтрации. В присутствии ПАВ уменьшаются интенсивность взаимодействия водочувствительных минералов с ЖГС и относительное изменение объема их поверхности [22].

Исходя из сложного механизма взаимодействия ПАВ с пластовой системой, применяемые в процессе глушения скважин перед РИР и вскрытия пластов ПАВ должны отвечать следующим требованиям [11,14,15,16,17,18]:

сохранение естественных коллекторских характеристик пласта;

обеспечение при малых концентрациях снижения межфазного натяжения на границах раздела фаз;

улучшение процессов противокапиллярной пропитки и вытеснения нефти из тупиковых зон;

недопущение образования в ПЗП высоковязких устойчивых эмульсий и облегчение условий их вытеснения при освоении скважин; растворение в ЖГС без образования осадков; экономичность и безопасность применения.

В составах ЖГС и ПЖ наиболее часто применяются следующие ПАВ [10,56,59,70,71,115]:

индивидуальные-неионогенные (ОП-Ю, Неонол, Дисолван 4411), анио-ноактивные (сульфонол), реагенты ДС-РАС, УФЭ8, СНС и др.; композиционные (МЛ-2, МЛ-6, МЛ-72Н, МЛ-80);

ГКЖ-10 - кремнийорганическое вещество, обладающее гидрофобизи-рующим действием на твердую поверхность; ЭС-2 - эмульгатор-стабилизатор [28,57].

Наиболее перспективным является использование композиционных ПАВ (КПАВ). Эти реагенты позволяют кратно (иногда на порядок) усилить свойства ЖГС и ПЖ с точки зрения сохранения коллекторских свойств пласта. Большинство КПАВ хорошо растворяются в минерализованных водах без образования осадков, обладают интенсивным моющим свойством, сохраняют поверхностную активность в широком интервале солености вод, температур (10°...90° С) и соотношений объемов фаз нефть-вода.

Среди ЖГС, являющихся эмульсиями, наиболее распространены гидро-фобно-эмульсионные растворы (ГЭР) [65,89,90]. ГЭР являются обратными эмульсиями, примерный состав которых представлен в табл. 1.2.

Таблица 1.2

Состав ГЭР, применяющихся для глушения скважин

Компонент Характеристика Содержание компонента, %масс.

Дисперсионная среда Товарная нефть или нефте- продукт 35...60

Дисперсная фаза Минерализованная вода 30...60

Утяжелитель Барит или сидерит, гематит 0...25

Эмульгатор-стабилизатор ПАВ типа (ЭС-2 ) 0,5...2,5

ГЭР в качестве ЖГС нашли широкое применение в Татарстане и Западной Сибири.

Перечисленные преимущества ЖГС и ПЖ и с добавками ПАВ обусловливают их перспективность по сравнению с обычными ЖГС. Однако, обеспечивая лучший эффект восстановления проницаемости пород ПЗП при попадании в пласт, они не предотвращают рост насыщенности по воде и уменьшение фазовых проницаемостей по нефти и газу.

Улучшение свойств ЖГС и ПЖ возможно путем добавки загустителей. В качестве загустителей применяются различные полимеры и полимерные системы. Присутствие в ЖГС полимеров превращает ее в вязко-упругую систему. Фильтрация таких систем в пласте сопровождается нарушениями закона фильтрации Дарси [8]. По данным лабораторных исследований [23] сопротивления при движении вязко-упругих ЖГС (ВЖГС) из "скважины в пласт" намного превышают потери давления при движении ВЖГС в направлении из "пласта в скважину". В общем виде закон фильтрации ВЖГС может быть описан зависимостью [9]:

£га(1Р = -// / к*¥<р*(1 + Кск2); (2)

где gradP - градиент давления; ц - динамическая вязкость системы в свободном объеме; к - проницаемость; Уф - скорость фильтрации; КсЬ - упругое сопротивление системы. Величина КсЪ определяется из соотношения

V и Г **Т К с п = -

а (3)

Это объясняется тем, что при фильтрации ВЖГС через каналы переменного сечения по мере увеличения скорости течения отстает прирост объемного расхода от прироста перепада давления. Поэтому меньший объем таких ЖГС и проникает в пласт. Однако из-за наличия на забое скважины избыточного давления, превышающего пластовое, часть ВЖГС все же проникает в ПЗП. Извлечение ВЖГС из пласта при освоении скважин происходит тяжело и неполностью. После длительного пребывания ВЖГС в пласте при относительном покое происходит тиксотропное упрочнение структуры полимеров и вовлечение их в фильтрацию происходит при значительно больших градиентах давления, создание которых в ПЗП не всегда является возможным.

Благодаря своим положительным свойствам вязко-упругие ЖГС и ПЖ достаточно широко применяются в операциях вскрытия и глушения нефтяных и газовых скважин. Технология глушения скважин с помощью ВЖГС заключается в закачивании состава через затрубное пространство и продавливании его на забой скважины. При этом часть продукции скважин на участке "башмак подъемного оборудования - забой" (в большинстве случаев это вода) поступает в ПЗП. После закачивания первой порции ВЖГС затрубное пространство закрывается и вторая порция ВЖГС через НКТ подается в фильтровую часть скважины. Таким образом, ПЗП оказывается перекрытой слабо-фильтрующейся жидкостью, а остальная часть ствола скважины может быть заполнена любой жидкостью, которая обеспечивает необходимое забойное давление.

Для приготовления ВЖГС применяются следующие реагенты и вещества [59,66]:

гипан (гидролизованный полиакрилнитрил) чаще всего - для изоляции отдельных пропластков и участков эксплуатационной колонны и реже как ВЖГС:

полиакриламид (ПАА), выпускаемый в виде гранул или геля; гелеобраз-ный ПАА представляет вязкий гель и служит для приготовления в технической воде растворов 1...2% концентрации.

синтетические смолы: гексорезорциновая (ГРС), фенолформальдегид-ные (ТСД-9, ТС-10) и др.;

формалин - водный раствор формальдегида, хорошо растворяемый в пресной и слабоминерализованной водах;

утяжелитель - в качестве которого обычно применяется глинопоро-

шок.

1.3.3 Жидкости для глушения скважин, обеспечивающие сохранность коллекторских свойств ПЗП, и технологии их

применения

Как уже было показано, задача сохранения коллекторских характеристик пород ПЗП остается актуальной и на сегодняшний день, несмотря на большое количество разработанных составов и технологий для глушения скважин. Большинство применяемых ЖГС и ПЖ не обеспечивает сохранности естественных свойств нефтегазосодержащих пород, а лишь снижают уровень отрицательного воздействия на них применяемых жидкостей и технологий [5,66,78,87,114].

Среди новых составов ПЖ и технологий их применения в операциях первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, нашедших применение в последнее время, следует отметить [66]:

малоглинистый полимерный раствор (МГПР), включающий (0,2...0,3) % масс. ПАА и (3...5)%масс. бентонитовой глины; его плотность 1020...1060кг/м3, условная вязкость УВ=34...52с, показатель фильтрации Ф=6...10 см3

безглинистый полимерный раствор (БПР); приготавливается в виде полимерно-кальциевого, полимерно-железистого, полимерно-цинкового, поли-мерно-алюминатного и других растворов; в его состав входят: 0,2...0,5%масс.

ПАА, 0,05%масс. ПАВ (ОП-Ю, превоцелл, шкопау и др.), хлористые соли металлов БеСЬ (до 600кг на 1м3), СаС12 (до 600кг на 1м3) и 2пС12 (до 2000кг на 1м3), А12(804)з (до 25%масс.); плотности таких ПЖ изменяются от 1150 до 1900кг/м3, условная вязкость УВ=20...98с, поверхностное натяжение на границе с керосином 4...27мН*м; преимуществами этих ПЖ являются отсутствие в составе твердой фазы, низкие показатели структурно-механических свойств, что обеспечивает сокращение в среднем на 15 часов времени освоения скважин (фактически время освоения составляет 2...2,5 суток), увеличение механической скорости проходки и проходки на долото;

безглинистый полимерно-алюминатный меловой раствор (БПАМР); его получают утяжелением БПР мелом, который вводится в состав раствора в виде водной суспензии на основе пресной или минерализованной воды; преимуществом этого раствора по сравнению с глинистым является то, что корка раствора на стенке скважины легко удаляется воздействием соляной кислоты; последнее создает благоприятные условия для притока пластовых флюидов на забой скважины после освоения скважин; за счет утяжеления мелом плотность раствора доводится до величины 1270кг/м3;

аэрированный буровой раствор (АБР); применяется для проведения операций вскрытия пласта при условии Рпл< Рзаб; данный раствор получают путем смешивания в специальном устройстве воздуха и водного раствора ПАВ неио-ногенного типа; массовая доля ПАВ достигает 0,1%, что обеспечивает межфазное натяжение на границе с керосином а = 6...8мН*м; применение АБР позволяет практически полностью сохранить коллекторские характеристики пород ПЗП.

В работе [87] приводится новая технология применения аэрированных растворов для вскрытия продуктивных пластов в условиях пластового давления ниже гидростатического. В основе технологии - определение критического значения депрессии, которое обеспечивает приток жидкости в скважину на

уровне З...10м3/сут. Конкретное значение критической депрессии выбирается с учетом предупреждения конусообразования за счет притока подошвенных вод и исключения поступления ПЖ в пласт. Результаты апробирования этой технологии показали, что улучшаются показатели бурения и значительно облегчается процесс освоения скважин.

За рубежом глушение скважин перед ремонтами и вторичным вскрытием проводится и с использованием тяжелых задавочных жидкостей. Наибольшее распространение среди ЖГС имеют жидкости на основе растворов неорганических солей без твердой фазы [55,57,59,115,126]. Отсутствие твердой фазы исключает кольматацию каналов фильтрации, высокая минерализация ЖГС - уменьшает гидратацию водочувствительных минералов. В настоящее время имеются сведения о применении для глушения скважин рассолов плотностью до 2300кг/м3. Состав и некоторые физические свойства ЖГС на основе рассолов неорганических солей приведены в таблице 1.3 [126].

Из табл. 1.3 видно, что при небольшом отличии пластового давления от гидростатического целесообразно применять растворы хлористого калия, натрия и кальция. На месторождениях, где пластовое давление превышает гидростатическое в 1,3...2,2 раза, обычно применяют ЖГС на основе одной, двух или трех солей. Опыт применения перечисленных солей показывает, что наибольшей способностью сохранения коллекторских свойств пород ПЗП обладают соли калия [116,117].

В качестве реагентов-регуляторов свойств ЖГС применяются -КССБ (конденсированная сульфит-спиртовая барда), КМЦ (карбоксиметилцеллюло-за), кислоторастворимые (карбонаты Бе и Са) и водорастворимые наполнители . Невысокая щелочность КССБ и присутствие в ней ионов кальция способствует снижению набуханию глин. Эффективность действия КМЦ зависит от величины рН дисперсионной среды.

Таблица 1.3

Химический состав и основные свойства ЖГС на основе рассолов неорганических солей

Градиент давле-

Массовая доля Максимальная ния по высоте

Состав ЖГС соли, плотность при столба ЖГС в

норм.усл., скважине,

% кг/м3 МПа/м

NH4CI 24 1070 0,0942

KCl 26 1170 0,1038

NaCl 26 1200 0,1059

KBr 39 1370 0,1208

СаС12 38 1390 0,1228

NaBr 45 1490 0,1314

CaCl2+CaBr2 60 1810 0,1599

CaBr2 62 1820 0,1610

CaCl2+CaBr2+ ZnBr2 77 2300 0,2034

Оптимальные значения р№=8...11. При рН< 8 активность КМЦ существенно снижается.

Определенный интерес представляет технология заканчивания скважин с открытым забоем или специальным фильтром, применяемая на Ближнем Востоке [86,126,139]. Суть технологии приведена в таблице 1.4.

Результаты применения этой технологии свидетельствуют о полном сохранении коллекторских характеристик пород ПЗП.

Фирма Elf aquitain group [140] разработала технологию заканчивания скважин, которая позволяет в 5 раз повысить коэффициент продуктивности скважин. По данной технологии по достижении кровли продуктивного пласта устанавливается временный цементный мост, с которого под углом 45° к ос-

новному стволу бурят два ответвления длиной до 30м в пределах разбуриваемого пласта.

Таблица 1.4

Краткое описание технологии заканчивания скважин с открытым забоем или специальным фильтром.

Операции Условия выполнения

Первичное вскрытие пласта Углеводородные (безводные), эмульсионные, полимерные и др. растворы с нулевой водоотдачей, плотностью 800...1100кг/м3. Противодавление на пласт не более 0,3...0,4 Мпа (равновесное бурение). Ствол скважины обсажен трубами.

Конструкция забоя скважины Открытый необсаженный забой в плотных коллекторах и заменяемые фильтры (хвостовики) в рыхлых пластах.

Обсаживание ствола скважины колонной Обсадные трубы спускаются до кровли продуктивного пласта

Цементирование обсадной колонны Использование специальных муфт для обеспечения сплошности цементного кольца за колонной

Вторичное вскрытие колонны Спускают на забой специальные заменяемые фильтры (лайнеры, хвостовики).

Вызов притока и освоение скважин Проводят при малых депрессиях на пласт сразу же после первичного вскрытия

К сожалению, в источнике ничего не говорится о типе ЖГС и ПЖ, применяемых в технологии. От того, какая жидкость будет при этом использоваться, во многом зависит конечный результат.

Как уже отмечалось, широкое распространение в операциях глушения скважин получили обратные эмульсии (ОЭ) [81,83,84,88]. Сотрудниками Тат-НИПИнефть разработаны технологии применения ОЭ в различных геолого-физических условиях залегания пластов [89]. Большинство технологий прошло апробацию в основных нефте- и газодобывающих регионах. Приготовление ОЭ осущесгв-

ляется на растворном узле путем перемешивания составляющих компонентов до определенной степени готовности, контролируемой по величине электростабильности состава и статическому напряжению сдвига. Состав и некоторые

физические характеристики ОЭ приведены в табл. 1.5

Таблица 1.5

Состав и свойства ОЭ, применяемых для глушения скважин

Доля по-вер. нефти плотностью 864 кг/м3 Доля эмульгатора-стабилизатора (ЭС ) Доля водной фазы (плотность, кг/м3) Итоговая плотность ОЭ, кг/м3 Средняя вязкость по ВП- 5, с ЭлектроСтабильность, В Статическое напряжение сдвига по СНС-2, мгс/см2

0,490 0,010 0,50(1000) 930 175 150 22

0,490 0.010 0,50(1100) 972 175 150 22

0,490 0,010 0,50(1200) 1030 185 150 27

0,435 0,015 0,55(1200) 1050 215 150 27

0,485 0,015 0,50(1250) 1050 230 200 27

0,485 0,015 0,50(1300) 1080 250 200 30

0,485 0,015 0,50(1340) 1100 250 200 30

0,430 0,020 0,55(1340) 1125 275 200 35

0,380 0,020 0,60(1340) 1150 275 200 37

Применение ОЭ позволяет: сохранить на уровне, достаточно близком к первоначальному, характеристики пород ПЗП; исключить повторные глушения; сократить недоборы нефти после освоения скважин [98,100]; не допустить выхода из строя погружного двигателя установки электроцентробежного насоса и т.д. Однако необходимо отметить, что свойства любых эмульсий зависят от размеров частиц дисперсной фазы. При длительном перемешивании насосами имеет место образование высоковязких устойчивых ОЭ, извлечение которых из ПЗП при освоении скважин проходит с большим трудом и неполностью. В условиях низкопроницаемых коллекторов этот фактор может существенно повлиять на состояние ПЗП и показатели работы скважин [101,102,103,105].

Общим недостатком всех перечисленных ЖГС и ПЖ является наличие в их составе водной фазы. Её присутствие является основным осложняющим фактором при взаимодействии ЖГС и ПЖ с породообразующими минералами и пластовыми флюидами [50,51,52]. В качестве перспективных ЖГС предложены отходы и полупродукты нефтехимических производств, основой которых являются многоатомные спирты [60,97]. Обладая достаточной плотностью, эти реагенты хорошо совместимы с минерализованными водами и углеводородами, являются экологически чистыми продуктами и обладают многофункциональными возможностями [67]. Эти реагенты названы "составами УНИ". Результаты лабораторных исследований физико-химических свойств составов УНИ приведены в разделе 3.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Волочков, Николай Семенович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. В диссертации путем обобщения современного состояния технологий отключения верхнего пласта и способов сохранения коллекторских свойств возвратных пластов выделены следующие общие особенности и научные проблемы: наиболее распространенным способом отключения верхнего пласта является тампонирование; применение для этих целей металлического пластыря является дополнительной изоляцией пласта; применение пакеров целесообразно только в условиях герметичности цементного кольца за эксплуатационной колонной в интервалах продуктивных пластов; отсутствует методическое обоснование применения ЖГС и ПЖ в процессах РИР и вторичного вскрытия пластов, осуществляемых в различных геолого-физических условиях нефтегазовых пластов; целесообразно применение водных составов минеральных солей в качестве ЖГС и ПЖ на поздних стадиях разработки месторождений при высокой обводненности скважин; выбор реагентов для регулирования свойств ЖГС и ПЖ необходимо производить на основании исследований их взаимодействия с породообразующими минералами и пластовыми флюидами.

2. Диссертантом путем проведения широких опытно-технологических работ на примере девонских пластов уточнено: применение традиционного цементного раствора для отключения верхнего пористого пласта нецелесообразно; успешность проведения РИР повышается при применении расширяющегося цементного раствора, легкофильтрующихся тампонажных составов и в любом случае - путем использования предварительной глубокой очистки отключаемого пласта; качественная изоляция верхнего пласта и наибольшая технологическая эффективность РИР достигаются при применении технологий тампонирования и его комбинирования со спуском колонн-летучек; меньшая продолжительность РИР по отключению верхнего пласта с применением пакеров не обеспечивает достижения большего экономического эффекта за счет уменьшения продолжительности герметичности отключенного пласта и, как следствие, - уменьшения технологической эффективности;

3. Предложен научный критерий выбора технологий РИР по отключению верхнего пласта, учитывающий качество его изоляции и научно-технический уровень технологии и организации производства, и обеспечивающей повышение эффективности РИР.

4. На основании анализа геолого-промыслового материала обоснована: необходимость разработки и внедрения новых составов ЖГС и технологии их применения на месторождениях с конкретными геолого-физическими характеристиками; возможность применения в качестве жидкости глушения нефтяных скважин с применением сточных вод Знаменского и ему подобных (Сатаев-ское и др.) месторождений, а также - улучшения полноты извлечения водной фазы из пористой среды в процессе освоения путем добавления к сточной воде химических реагентов (например, Доуфакс, МЛ-80);

5. В результате широких лабораторных исследований разработана новая рецептура ЖГС (УНИ-3), обеспечивающая сохранность коллекторских характеристик пород ПЗП.

6. Изучены процессы фильтрации при моделировании вскрытия пласта и освоения скважин с использованием "составов УНИ-1, УНИ-3" и других ЖГС. Получены количественные показатели их влияния на фильтрационные характеристики пористой среды.

7. Проведены опытно-технологические работы в скважинах месторождений НГДУ «Аксаковнефть» АНК «Башнефть» и подтверждена практическая ценность усовершенствованных технологий отключения верхнего пласта, новых составов ЖГС, обеспечивающих достижение технологического и экономического эффекта 3287,87тыс.руб. или 193тыс.руб. на 1 скважино-операцию, в том числе тампонированием-643; комбинированным способом - 76,5 и установкой пакеров -68,2тыс.рублей.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Волочков, Николай Семенович, 1999 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ источников

1. Абасов М.Т., Азимов Э.Х., Сайкин Е.М. Использование результатов исследований скважин для оценки параметров залежей// Нефт.хоз-во.- 1986.- № 4,- С.52-54.

2. Абдуллин Ф.С., Лебедева Н.М. Влияние воды с различными добавками на набухание глинистых частиц низкопроницаемых коллекторов.//Газовая пром-сть.-1965.- №9.

3. Абрамов А.Ф., Мякишева Е.А. Критерий эффективности технологий ремонта скважин без глушения пласта //Нефт. хоз-во. - 1989. -№ 9. -С.38-39.

4. Абрамян C.JI. О влиянии залповой перфорации на прочность обсадных колонн// Нефт.хоз-во.-1962,- №11.

5. Айдинов А.Я., Цинцадзе Т.П. Об условиях эффективного освоения скважин продуктивного пласта ширакской свиты Тарибанского месторождения Грузии// Нефт. хоз-во. -1968.- №4.

6. Акопян Н.Р. Бурение продуктивных газовых горизонтов с применением естественного газа вместо глинистого раствора.- В сб. "Развитие газовой промышленности СССР". М.: Гостоптехиздат., 1960.

7. Александров B.C., Лаштабега В.И. Особенности и результаты применения гидромеханического перфоратора // Нефт. хоз-во.- 1994.- № 5.- С. 15-20.

8. Альтшуль А.Д., Киселев П.Г. Гидравлика и аэродинамика. М.: Стройиздат, 1965.

9. Аметов И.М., Шерстнев Н.М. Применение композитных систем в технологи-

ческих операциях эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1989. -213с.

10. Амиян В.А., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. -М.: Недра, 1972.-336с.

11. Амиян A.B., Долгих Г.М., Казакевич Л.В. и др. Декольматация пласта в процессе освоения скважин // Тр./ Всесоюзн. н.-и и проект, ин-та нефт. пром-ти. -1984.-№89.- с.86-93.

12.Амиян В.А. Возможность образования эмульсии в призабойной зоне// Нефт.хоз-во. -1959, №11.

13.Амиян В.А, Повышение производительности скважин.- М., Гостоптехиздат,

1961.

М.Амиян В.А. Методы вскрытия нефтяного пласта в некоторых особых случа-ях.//Нефтепром. Дело. -1958.- №7.

15. A.c. 1505959 СССР, МКИ4 С 09 К 7/04, Е 21 В 43/27. Состав жидкости перфорации продуктивных пластов/ C.B. Доровских, P.A. Булатов, Т.С. Новоселова и др. (СССР). / Заявлено 22.12.87; Опубл. 07.09.89// Бюл. № 33.

16.А.С. 1435755 СССР, МКИ4 Е 21 В 21/00. Способ вскрытия продуктивного пласта/Р.Ж. Вахитов, P.M. Насибуллин (СССР)./ Заявл. 02.01.86; Опубл. 07.11.88//Бюл. № 41.

17. A.c. СССР 178324, Е 21 В 18/30. Способ вскрытия пласта/ В.С.Кроль, Ю.А.Балакиров, А.Д.Алиев и др. (СССР)/ Опубл. 26.12.63//Бюл. № 3.

18. A.c. СССР 391262, кл. Е 21 В 43/22. Жидкость для перфорации скважин/ М.А.Ахметшин, В.Д.Дулова (СССР)./Заявл. 04.01.72, опубл. 25.07.73//Бюл. №31.

19.Ахмедов М.И. и др. Применение хлоркальциевого глинистого раствора при вскрытии нефтяных пластов бурением на месторождениях Азербайджана// Нефт. хоз-во. -1970,- №10.

20.Ашрафьян М.О., Лебедев O.A., Саркисов Н.М. Совершенствование конструкции забоев скважин.- М.: Недра, 1987.- 157с.

21.Бабалян Г. А. Физико-химические основы применения поверхностно-активных веществ при разработке нефтяных пластов.- М.: Гостоптехиздат,

1962.

22.Багиров К.Г., Гукасян A.A., Ротин В.Я. Экспериментальные исследования высококальциевых глинистых растворов на качество вскрытия нефтяного пласта// Нефт. хоз-во.- 1968.- №6.

23.Байков У.М., Валеев Ш.И., Наумов В.П. и др. Совершенствование техники и технологии глушения скважин с целью повышения нефтеотдачи пластов// Тр/Башгос.науч. и проект, инст. нефт.пром.- 1980.- № 59.- с.119-125.

24.Балакиров Ю.А. и др. Определение величины скин-эффекта по кривым восстановления и падения давления// Нефт. хоз-во.- 1969.- № 2.

25. Баландин В.И., Савич А.И. Технология глушения скважин при проведении ремонтных работ в пластах с низкопроницаемыми коллекторами// Пробл.освоения трудноизвлекаемых запасов нефти Перм. Приуралья. -М., 1988. -С.78-79.

26.Бережной А.И. Промывочные жидкости и цементные растворы в бурении скважин.-М:Гостоптехиздат, 1961.

27.Бережной А.И., Кулагин П.Г. О промывочной жидкости для вскрытия продуктивных пластов на газовых месторождениях .//Газовая пром-сть. -1963.- №1.

28.Белов В.П. Пути управления процессом кольматации проницаемых пород при бурении скважин// Изв.вузов. Нефть и газ.- 1989.- № 3.- С.25-32.

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

30. Будников В.Ф., Макаренко П.П., Юрьев В.А. Диагностика и капитальный ремонт обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах.-М.:Недра, 1997.-226с.

31.Булатов А.И., Рябоконь С.А., Тосунов Э.М. О повышении качества вскрытия продуктивных пластов// Нефт. хоз-во.- 1990.- № 3.- С. 16-18.

32. Быков М.Т., Мельников Г.М., Паняев В.М., Харьков В.А. Применение при ремонте скважин утяжеленного раствора, неснижающего проницаемость призабойной зоны.//В сб."Вопросы интенсификации процессов добычи и совершенствования технологии подготовки нефти".-Альметьевск.-1973.-С.106-110.

33.Влияние обводненности на работу скважин / А.В.Локтев, В.Л.Солянов, И.Д.Болтов и др.// Нефтепром. дело. (Экспресс-информ.).- 1992.- №3.- С. 1-5.

34. Волочков Н.С. Технологии РИР по отключению выработанного верхнего пласта в скважинах НГДУ «Аксаковнефть»// Сб.научн.статей. «Проблемы нефтегазового комплекса в условиях становления рыночных отношений».-Уфа, изд-во «Фонд содействия развитию научных исследований».- 1999.-Вып.2.- С.268-273.

35. Волочков Н.С., Зейгман Ю.В., Рогачев М.К. и др. Испытании новых химических составов ЖГС на предприятиях АНК «Башнефть»/Межвузовский сборник научных статей «Нефть и газ».- Уфа,УГНТУ.-№1- 1997.- С.31-34.

36. Волочков Н.С., Зейгман Ю.В., Рогачев М.К. и др. Жидкость для глушения скважин НГДУ «Аксаковнефть».//Сб.труд. «Проблемы нефтегазового комплекса в условиях становления рыночных отношений».- Уфа, изд-во «Фонд содействия развитию научных исследований».- 1998.-Вып.2.- с.260-267.

37. Воронцов В.М. Освоение скважин с аномально низкими пластовыми давлениями// Нефт. хоз-во.- 1987, -№ 10.- С.25-26.

38. Временное методическое руководство на основные виды водоизоляцион-ных работ.-Бугульма:Татнипинефть, 1981.-92с.

39.Выжигин Г.Б., Кейльман JI.P., Пилов A.A. и др. Повышение эффективности вскрытия продуктивных пластов// "Бурение". -М:- 1980. -№ 10. -С. 6-8.

40.Выжигин Г.Б., Суриков В .Я., Чипас Е.И. Влияние качества промывочной жидкости на продуктивность скважины// Нефт. хоз-во.- 1966.- №2.

41.Габбасов Г.Х. О рациональном вскрытии нефтегазовых залежей рифовых

массивов на примере Южно-Кумертауского месторождения// Нефтепром. дело. -1967.- №5.

42.Габдуллин Р.Г., Мордвинцева Н.М., Муслимов Р.Х. Технология восстановления и сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов в добывающих скважинах// Нефт. хоз-во.- 1989.- № 7.- С.36-39.

43.Газимов М.Г., Махъянова К.И. Проблемы глушения скважин при ремонтных и аварийных работах//Нефтепром. дело.- 1981.- № 6.- с.8-10.

44. Газян Г.С., Сохарчук С.Д., Угрин М.А. Растворы, применяемые при вскрытии продуктивных горизонтов в Припятской впадине.//Бурение.- 1967.- №4.

45.Гайворонский И.Е., Мордвинов A.A. Гидродинамическое совершенство скважин// Нефтепромысл. дело: Экспресс-информ./ВНИИОЭНГ. -1983.- № 1.- С.24-26.

46. Геологическое строение и разработка Арланского нефтяного месторожде-ния//К.С. Баймухаметов, К.Х. Гайнуллин, А.Ш. Сыртланов и др.-Уфа:РИК АНК Башнефть", 1997.-368с.

47. Геологическое строение и разработка Туймазинского нефтяного месторож-дения//К.С. Баймухаметов, В.Р. Еникеев, А.Ш. Сыртланов и др.-Уфа:Баш. изд-во "Китап", 1993.-280с.

48. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. Издано в 2 т.// Р.Х. Муслимов, A.M. Шавалиев, Р.Б. Хисамов и др.-М.:ВНИИОЭНГ, 1995.- Т. 1.-492с.

49. Геология, разработка и эксплуатаци Ромашкинского нефтяного месторождения. Издание в 2 т.// Р.Х. Муслимов, A.M. Шавалиев, Р.Б. Хисамов и др.М.:ВНИИОЭНГ, 1995.- Т.П.-286с.

50.Городнов В.Д., Печерников В.Ф. Влияние гидростатического давления на набухание глинистых пород.- Изв.ВУЗов. Сер.Нефть и газ.- 1962, №2.

51.Давыдов В.К., Тюрин И.П., Мазин М.П. Технология применения новых безводных промывочных жидкостей.//Бурение.- 1968.- №9.

52. Даровских С.В., Лепнев Э.Н., Ляхова О.Н. Разработка технологии воздействия на пласт в процессе вскрытия его перфорацией// Тез. докл. Всес. совещ. по техн. и методике прострелоч.-взрывн. работ в скважинах.- Хадыженск. -1988. -С.7-8.

53. Демяненко H.A. Прогнозирование депрессии возбуждения притока из карбонатных кавернозно-трещинных коллекторов// Нефт. хоз-во.- 1989.- № 6.-С.22-25.

54.Добрынин В.М., Мулин В.Б., Куликов Б.Н. Необратимое снижение проницаемости полимиктовых песчаников Самотлорского месторождения// Нефт. хоз-во.- 1973.- № 10,- С.23-24.

55. Довжок Е.М., Музычко И.И. и др. Освоение низкопроницаемых коллекторов месторождений Украинской ССР//Нефт. хоз-во.- 1985.- № 8.- С. 12-15.

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

57. Есипенко А.И., Петров H.A., Калашнев В.В. Промывочные жидкости для гидропескоструйной перфорации скважин// Нефтепромысловое дело. НТЖ / ВНИИОЭНГ.- 1994.- Вып.9.- С.12-14.С.12-14.

58. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта// Нефтепромысл. дело: Обзор, информ./ ВНИИОЭНГ.- 1989. -Вып. 19.- 43с.

59. Зарипов C.B., Толкачев Ю.И., Вайсман A.M. и др. Исследование и испытание жидкостей для глушения скважин при подземных ремонтах// Нефт.хоз-во.- 1973,- №6.- С.38-41.

60. Зейгман Ю.В., Мавлютов М.Р., Муслимов Р.Х., Орлов Г.А., Рогачев М.К., Сыркин A.M. Новые химические составы жидкостей глушения нефтяных скважин./"Башкирский химический журнал"-Уфа: АН РБ, 1995, том 2, вып. 3-4.-С.58.

61. Зейгман Ю.В., Харин А.Ю., Усманов А.Р. Выбор оптимальных параметров жидкостей глушения скважин//Бурение и разраб. нефт. месторожд. -Куйбышев, 1989. -с. 117-126.

62. Зейгман Ю.В., Харин А.Ю., Макаренко А.Н. Оценка влияния процессов глушения скважин на показатели их работы// Нефтепром. дело.: Экспресс-информ./ ВНИИОЭНГ. - 1991.- Вып.6.- С.42-46.

63. Зейгман Ю.В. Динамика фильтрационных характеристик полимиктовых песчаников при эксплуатации скважин// Вопр. интесиф. и разраб. газ. и га-зоконденсатонефт. месторожд./УГНТУ.- Уфа.- 1994.- С.34-39.

64. Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти: Справочник рабочего. - М.: Недра, 1986, 240с.

65. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: Справочник. - М.: Недра,

66. Иванова М.М., Михайлов H.H., Яремейчук P.C. Регулирование фильтрационных свойств пласта в околоскважинных зонах//Геол., геофиз. и разраб. нефт. месторожд.: Обзор. информ./ВНИИОЭНГ.- Вып. 15. -С.56.

67. Игнатьева В.Е. Перспективы применения отходов нефтехимического производства для повышения нефтеотдачи пластов// Нефтепром. дело.- 1994.-№5.- С.29-30.

68. Инструкция по эксплуатации дорнов и других устройств для ремонта обсадных колонн продольно-гофрированными пластырями в наклонных скважинах Главтюменнефтегаза./ НИИКРнефть: Краснодар,1982.

69. Инструкция по безопасности работ при разработке нефтяных, газовых и га-зоконденсатных месторождений, содержащих сероводород/М.: 1977.- 27с.

70. Иогансен К.В. Спутник буровика/Справочник. - М.: Недра, 1990.- 303с.

71. Казанский В.В., Брагина O.A., Низовцев В.П. и др. Влияние безглинистого соленасыщенного раствора КМЦ на качество вскрытия продуктивных пла-стов//Нефт.хоз-во.- 1988. -№ 1. -С.21-25.

72. Калинин В.Ф. Оценка качества вскрытия пластов и освоения скважин// Нефт. хоз-во.- 1986,- № 8.- С. 18-21.

73. Клубова Т.Т. Влияние глинистых примесей на коллекторские свойства пес-чано-алевритовых пород (на примере пашийских отложений Урало-Поволжья).- М.: Недра, 1970.- 122с.

74. Кошелев А.Т. К оценке качества вскрытия продуктивных пластов// В сб. тр. Сиб. НИИ нефт. пром-ти (СибНИИНП) "Соверш. технол. бурения, крепления и освоения скважин на нефт. месторожд. Зап. Сиб./ Тюмень, 1991.-С.32-35.

75. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.: Недра, 1977.- 287с.

76.Котяхов Ф.И. Влияние воды на приток нефти при вскрытии пласта. М.: Гос-топтехиздат, 1949.

77.Крезуб А.П., Яковенко В.И., Ерешко С.Н. Влияние неионогенных ПАВ на качество вскрытия продуктивных пластов//Нефт.хоз-во.- 1987.- № 12. -С.23-25.

78. Крысина Т.И. О сохранении проницаемости коллектора в процессе вскрытия продуктивного пласта//Пробл. увеличения нефтеотдачи на месторожд. Перм. обл.. - М., 1980. - с.36-40.

79. Крысин Н.И., Крысина Т.И., Ильясов С.Е. и др. Основные направления повышения качества вскрытия продуктивных пластов//Пробл.освоения труд-ноизвлекаемых запасов нефти Перм.Приуралья. -М., 1988. -С.60-64.

80. Лезов Г.О., Яшин В.И., Исмагилов Т.А. и др. Технология комбинированного глушения и вторичного вскрытия нефтяных скважин с использованием ин-вертной дисперсии "Дисин"// Нефт.хоз-во.- 1994.- № 2.- С.48-51.

81. Лесничий В.Ф., Орлов Г.А. Технология комбинированного глушения сква-жин//Нефт.хоз-во. - 1990.- № 5. - С.53-54.

82. Логинов Ю.Ф., Казьмин A.B., Касьянов Н.М. и др. Термостойкая инвертная эмульсия для вторичного вскрытия пластов// Нефт.хоз-во.- 1987.- № 5.- С.57-59.

83.Минхайров К.Л., Мухин Л.К., Жигач К.Ф. Исследование влияния промывочных жидкостей с добавками ПАВ и некоторых электролитов на качество вскрытия продуктивных пластов. В сб. "Применение ПАВ в нефтяной промышленности"- М.: Недра, 1966.

84. Мухамедаянов Р.Н. Результаты применения новых методов вторичного вскрытия продуктивных пластов на месторождениях "Ноябрьскнефтегаз"//Техн. и методика прострелоч.-взрывн. работ в скважинах: Тез. докл. Всес. совещ., Хадыженск. - 1988. -С.11-12.

85. Никитин С.М., Стрижнев В.А., Матвеев Ю.М. Ремонт скважин металлическими пластырями в ПО Юганскнефтегаз/ВНИИОЭНГ. Эксперсс-информация. Сер. "Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений.-1988.-Вып.4.-С.7-11.

86. Новое в технологии заканчивания скважин//Бурение: Обзор.информ.-/ВНИИОЭНГ.- 1986.- Вып.9. - 48с.

87. Овнатанов Г.Т. Вскрытие пласта и освоение скважин. М., Недра, 1970.

88. Орлов Г.А., Рылов Н.И., Давыдова А.И. Разработка и совершенствование жидкостей глушения на углеводородной основе//Тр./Татнипинефть.- 1980. -№43.-С. 61-69.

89. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в добыче нефти. -М.: Недра, 1991. - 224с.

90. Особенности разработки нефтяных местрождений с глиносодержащими коллекторами/ А.Я.Хавкин, А.Г.Ковалев, В.Е.Ступаченко и др.// Геология, геофизика и разработка нефтяных месторожд.: Обзорн. информ./ ВНИИО-ЭНГ.- 1990.- 59с.

91. OCT 3-196-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях.

92.Патент №1838583/СССР/. Тампонажная смесь/Д.А. Хисаева, В.А. Блажевич, В.Г. Уметбаев и др.-Опубл. в Б.И., 1993, № 32.

93. Пат.4819723 США, НКИ 166/248, 166/60. Способ снижения проницаемости высокопроводимых зон и пропластков продуктивного интервала/ Whitfill Donald L., Wolf Nick О., Purkaple Jerry D. (США). - № 36933; Заявлено 06.04.1989; Опубл. 11.04.1989; НКИ 166/248, 166/60.

94. Пат. 4967838 США, МКИ5 С 09 К 7/04. Состав жидкости заканчивания/ Buckholtz Harry Е.; Occidental Chemical Corp. - № 407007; Заявл. 14.09.89; Опубл. 06.11.90.

95. Пат. 4819727 США, МКИ4 Е 21 В 33/138. Способ глушения временно остановленной скважины/Jennigs A.R.; Mobil Oil Corp.- № 887687; Заявл. 21.07.86; Опубл. 11.04.89; НКИ 166/292.

96. Пат. 2058989 РФ, МКИ4 С 09 К 7/02. Жидкость для глушения скважин/ Ю.В.Зейгман, А.М.Сыркин, А.Ю.Харин и др. (РФ).- № 92008218/03; Заявлено 27.023.95; Опубл. 27.04.96, Бюл. № 12.

97. Пат.2116327.РФ, 6С 09 К 7/02. Жидкость глушения скважин - состав УНИ-3/ Н.С.Волочков, О.А.Гумеров, Ю.В.Зейгман, и др//Бюл. Открытия. Изобретения. -1998.-№21.

98. Поп Г.С., Гереш П.А. Глушение скважин инвертными меловыми дисперсиями на нефтяных и газоконденсатных месторождениях// Тез. докл. науч.-техн. конф. "Проблемы эфф-ти произ-ва на северных нефтегазодобывающих предп-х'7 Новый Уренгой,- 1995.- Т.1.- С.37-42.

99. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности/ Госгортех-надзор России - М.: 1993.- 104с.

100. Н.М.Шерстнев, Л.М.Гурвич, И.Г.Булина и др. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин - М.: Недра, 1988. - 124с.

101. М.Р.Мавлютов, В.Б.Штур, В.В.Прокшин и др. Применение боковых сверлящих керноотборников на каротажном кабеле// Нефт. хоз-во.- 1981.- №7.-с.59-62.

102. М.М.Саттаров, Е.А. Андреев, B.C. Ключарев и др. Проектирование разработки нефтяных месторождений -М.:Недра,1969.-240с.

103. Прокошев H.A. Опыт освоения низкопроницаемых коллекторов на Западно-Сургутском месторождении//Нефт. хоз-во,- 1985.- № 8.- С.10-12.

104. Промысловые испытания нового химического состава жидкости глушения нефтяных скважин/ Н.С.Волочков, Ю.В.Зейгман, М.К.Рогачев и др.//Тр./ Башнипинефть. Сборник аспирантских работ. -1996.- С.40-44.

105. Рабинович Н.М., Смирнова Н.В., Бадовская В.И. Оценка качества вскрытия пластов и освоения скважин в осложненных условиях// Нефт. хоз-во.- 1987.-№ 6,- С.19-22.

106. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана / И.И.Абызбаев, А.Ш.Сыртланов, П.Ф.Викторов и др.; Уфа: Баш. изд-во "Китап", 1994.- 180с.

107.Ратушняк Н.С. Влияние глушения скважин глинистым раствором на их продуктивность.//Газовое дело. -1967.- №9.

108. РД 39-1-843-82. Инструкция по ремонту крепи скважин.-Краснодар: ВНИ-ИКРнефть, 1983.-190с.

109. РД 39-01-63-78. Инструкция по технологии отключения пластов с высоким давлением с применением разбуриваемых пакеров-отсекателей конструкции Татнипинефть.-Бугульма, 1978.-23с.

110. РД 39-0147009-532-87. Выбор технологии и тампонажных материалов при проведении ремонтно-изоляционных работ.-Краснодар: ВНИИКРнефть, 1987.-89с.

111. РД 153-39-023-97. Правила ведения ремонтных работ в скважинах.-Краснодар. АОА НПО "Бурение", 1997.- с.

112. РД 39-1-908-83. Проведение ремонтно-изоляционных работ в скважинах. Технология отключения верхних пластов, содержащих открытые трещины, тампонированием.-Уфа:Башнипинефть, 1993.-11с.

113. РД39-00147275-039-98. Регламент применения новых тампонажных составов при проведении ремонтно-изоляционных работ./В.Г. Уметбаев, Н.В.

Прокшина, В.А. Стрижнев, И.Г. Плотников, Н.С. Волочков и др.- Уфа: Баш-нипинефть, 1998.-46с.

114.Роджерс В.Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей.-М., Недра, 1967.

115. Рябоконь С.А., Вольтере A.A., Вершинин Ю.А. и др. Применение задавоч-ных жидкостей повышенной плотности при ремонте скважин механизированного фонда//Нефт. х-во. -1990. -№ 4. -С.76-79.

116. Саркисов Н.М., Лебедев O.A. Влияние технологии заканчивания скважин на их добывные характеристики// Нефт. хоз-во.- 1985.- № 9.- С.56-59.

117. Саунин В.И., Балуев A.A., Саренбаев У.И. и др. Технология вторичного вскрытия пластов в среде термостойкой инвертной эмульсии// Нефт. хоз-во.-1991.-№ 1.- С.46-47.

118. Скороходова Т.А., Горшенев С.А., Ильясов С.Е. Жидкости для вторичного вскрытия продуктивных пластов// Тез. докл. 2 Всес.науч.-техн.конф., посвящ. 60-летию со дня рожд. акад. АН АзССР А.Х.Мирзаджанзаде "Вскрытие неф-тегаз.пластов и освоение скважин". -М., 1988. -с.146-147.

119. Совершенствование технологии отключения верхних пластов в скважинах методом тампонирования / Блажевич В.А. и др.// Тр./ Башнипинефть.-1983.-Вып.64.-С.146-154.

120. Составление технологических схем разработки и технико-экономическое обоснование коэффициентов извлечения нефти месторождений Башкирии. Проект разработки Сатаевского нефтяного месторождения (Книга 1):Отчет (заключительный)/Башнипинефть; рук. темы Лазарев О.П., Ситдикова Ф.Ф., 3103.-Уфа, 1993.-С.9-62.

121. СТП-03-99. Вторичное вскрытие пластов и ремонт скважин с сохранением продуктивности ПЗП. Технология применения жидкости УНИ./ Н.С. Волочков, Ю.В. Зейгман, М.К. Рогачев-НГДУ «Аксаковнефть». - 1999. -6с

122. СТП 03-152-96. Технологический регламент по нейтрализации сероводорода в продукции скважин при проведении подземных и капитальных ремон-тов.-Уфа: Башнипинефть.-1996г-с

123. Сургучев МЛ. Завершение скважин - состояние и проблемы//Тр./ВНИИ.-1986.- С.140-147.

124. Тагаев В.А., Ахметов Н.Г. Опыт применения технологии ремонта скважин без глушения в НГДУ "Сулеевнефть'7/ Науч.-произв. достиж. нефт. пром-ти в нов. условиях хозяйствования. Техн. и технол. добычи нефти и обустройство нефт. месторожд./1989, вып.11.-с.7-10.

125. Тевзаде Н.Р., Яненко В.И., Крезуб А.П. Роль капиллярного вытеснения при вскрытии продуктивных пластов// Нов. в техн. и технол. промывки скважин. Краснодар, 1987. -с.111-116.

126. Рябоконь С.А., Гамзатов С.М., Сурков А.Б. и др. Технологические жидкости на основе тяжелых рассолов для заканчивания и ремонта скважин за рубежом// Обзор, информ. Строит-во нефт. и газ. скважин на суше и на море/-М: ВНИИОЭНГ.- 1990. - 52с.

127. Требин Г.Ф., Чарыгин Н.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений Советского Союза:Справочник.-М.-.Недра, 1980.-583с.

128. Уметбаев В.Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации сква-жин.-М.:Недра, 1989.-215с.

129.Уметбаев В.Г., Мерзляков В.Ф. Капитальный ремонт как средство экологического оздоровления фонда скважин.-Уфа:Башнипинефть, 1995.-251с.

130. Федин JI.M., Мордвинов A.A. Рекомендации по сохранению продуктивности нефтегазоносных пластов при вскрытии их перфорацией// Науч.-произв. достиж. нефт. пром-ти в нов. условиях хозяйствования. Техн. и технол. добычи нефти и обустройство нефт. месторожд. -1989. -№ 4. -с.3-4.

131. Хавкин А.Я., Вороновский В.Р., Абрукина JI.H. и др. Особенности обработок призабойных зон скважин в низкопроницаемых пластах// Нефт.хоз-во. -1994.-№ 11/12.- С.42-44.

132. Хисамов P.C. Анализ разработки слабопроницаемых коллекторов на примере Абдрахмановской площади// Нефт.хоз-во.- 1993.- № 12.- С.30-33.

133. Хисамутдинов Н.И. Комплекс программных средств для решения инженерных задач разработки нефтяных месторождений// Нефт.хоз-во.- 1994.- № 2.-С.12-16.

134. Хоминец З.Д., Яремейчук Р.С., Лотовский В.Н. и др. Освоение скважин с непрерывным контролем состояния призабойной зоны//Нефт. хоз-во.- 1988. -№ 4. -С.20-22.

135.Шевалдин И.Е., Гундорцев И.В. Оценка влияния промывочных жидкостей на сроки освоения и производительность скважин.//Тр./ТатНИИ.-1965.-вып.УП. М.: Недра.

136.Щукин Н.В., Мухин А.В., Беляева А.И. Промывочная жидкость для вскрытия нефтеносных и газоносных горизонтов//Бурение. -1969.- № 5.

137. Ярыш А.Т., Никитченко В.Г., Аникин В.И. Влияние точности продольно-гофрированных пластырей на успешность ремонта скважин//Нефт.хоз-во.-1989.- №6.-С. 18-21.

138. Ясашин A.M. Вскрытие продуктивных горизонтов с низкими пластовыми давлениями//Нефтяная и газовая промышленность.- 1969.- № 1.

139. Dealing with more borehole loss of permeability// Offshore Intern.- 1994, VII.-Vol.54, №7.-P. 16-24.

140. Five times more flow // Drilling.- 1985.- Vol.46, № 5.- P.13.

УТВЕРЖДАЮ:

Главный инженер АПК «Башнефть» ^^"^)Сафонов Е.Н.

« 9» РЗ 1999г.

АКТ ВНЕДРЕНИЯ

диссертационной работы Волочкова Н.С. «Совершенствование технологий отключения верхнего пласта и

освоения возвратного объекта с сохранением его коллекторских свойств».

Мы:

директор ДДН АНК «Башнефть» директор ДГРМ АНК «Башнефть» начальник ПО НГДУ «Аксаковнефть» начальник ГО НГДУ «Аксаковнефть» начальник ПЭО НГДУ «Аксаковнефть»

Фасхутдинов Р.А., Гайнуллин К.Х., Абросимов В.И., Гарифуллин P.M., Григорьева Г.Н., Волочков Н.С.

автор работы

составили настоящий акт в том, что при эксплуатации и ремонте скважин месторождений НГДУ «Аксаковнефть» испытаны и внедрены следующие положения диссертации:

1. Усовершенствованные и комплексная технологии ремонтно-изоляционных работ при капитальном ремонте скважин НГДУ «Аксаков-нефть».

Их внедрение позволило повысить эффективность РИР по отключению верхнего пласта, заключающуюся в увеличении продолжительности герметичности отключенного пласта, добыче дополнительной нефти в количестве 43683т и достижении экономического эффекта в сумме 3287,87тыс. ру б. (табл. 1).

Таблица 1

Технология РИР №№ скважин Дата внедрения Добыча нефти, т Эконмиче-ская эффективность, т.руб

337 07.94 3060

303 08.92 39,0;214

Тампонирование 243 10.93 24988 2574,6

301 10.94 1389

£29690

Тампонирование 202 08.95 970

+установка 2-х па- 33 06.96 391 6,9

керов £1361

336 09.95 3310

288 10.95 1760

335 10.95 33

323 11.95 0

Установка двух 322 01.96 2162 477,77

пакеров 79 08.96 6

307 10.96 2110

183 не пущена

£9381

Комбинированная с предварительным глушением "составом УНИ". 289 195 206 340 06.97 06.97 11.97 11.98 2047 1132 72,6 £3251,6 229,47

2. Проведены испытания и внедрение ЖГС "состава УНИ" при подземном ремонте. Их применение позволило в 2-3 раза сократить сроки освоения скважин, снизить обводненность продукции и обеспечить дополнительную добычу 647т нефти или 54т на одну скважину-операцию (табл.2).

Таблица 2.

№№ скважин Даты проведения работ с применением ЖГС составов УНИ Q>k мЗ/сут Qh т/сут Обводненность % Объем дополнительно добытой нефти, т

до ПРС после ПРС до ПРС после ПРС до ПРС после ПРС

378г 25.06.95 8,4 14 3,5 8 44 36,5 136,8

404г 9.06.95 2,2 1,8 0,5 0,7 74 68 6Д

369сеп 11.11.95 170 185 зд 7,6 98 96 136,8

2358я 11.11.95 7 12 6,2 13 10 И 133,8

1325я 26.05.97 45 38 31 35 14 4,4 133,8

1296я 23.07.97 8 8 ЗД 4,2 54 37 33,4

31зн 8.08.97 10 10 4,8 5,8 41,4 36,5 30,4

120ш 8.08.97 187 190 3,7 6,4 97,2 96,3 82,1

1339я 3.07.97 3 4,2 2,5 3,4 ОД ЗД 27,3

1344я 8.07.97 15,5 9 8,7 7,2 ОД ОД -45,6

2421я 21.07.97 2 2 0,5 0,3 53 56 -9

78зн 12.07.97 12 10 3,8 3,2 43,2 47,7 -18,2

Директор ДДН Директор ДГРМ Начальник ПО Начальник ГО Начальник ПЭО Автор работы

Фасхутдинов Р.А. Тайнуллин К.Х. Абросимов В.И.

Гарифуллин P.M.

Григорьева Г.Н.

Волочков Н.С.