Совершенствование технологий заканчивания скважин для условий нефтяных месторождений Татарстана тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат технических наук Нуриев, Ильяс Ахматгалиевич

• Нуриев, Ильяс Ахматгалиевич
• кандидат технических наук
• 2011

Оглавление диссертации кандидат технических наук Нуриев, Ильяс Ахматгалиевич

ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1. ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ПОЗДНИХ СТАДИЙ РАЗРАБОТКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН.

1.1. Физико-геологические и гидродинамические условия вскрытия и разобщения пластов.

1.2. Техника и технология заканчивания скважин.

1.2.1. Конструкции скважин и забоев.

1.2.2. Буровые растворы для вскрытия продуктивных интервалов.

1.2.3. Буровые компоновки и технологии первичного вскрытия.

1.2.4. Подготовка скважины к креплению.

1.2.5. Элементы оснастки эксплуатационных колонн.

1.2.6. Технологии цементирования эксплуатационных колонн.

1.3. Критерии оценки качества заканчивания скважин.

Выводы по главе I:.

Глава 2 МНОГОМЕРНАЯ ОЦЕНКА КА ЧЕСТВА ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН И РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ ИХ

ПРОДУКТИВНОСТИ.

2.1. Факторы, ухудшающие параметры ПЗП в процессе первичного вскрытия и крепления скважин.

2.1.1. Первичное вскрытие пластов.

2.1.2. Классификация буровых растворов.

2.1.3. Факторы, ухудшающие параметры ПЗП в процессе обсадки и цементирования скважин.

2.2. Оценка эффективности защиты фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов при их первичном вскрытии.

2.2.1. Оценка технологий первичного вскрытия продуктивных пластов

Выводы:.

2.3. Разработка комплекса технологических решений, способствующих сохранению коллекторских свойств ПЗП.

2.3.1. Мероприятия по снижению нестационарных гидродинамических давлений на продуктивный пласт.

2.3.2 Снижение высоких давлений репрессии буровых растворов.

2.3.3 Снижение негативного влияния на ПЗП промысловых факторов при цементировании обсадных колонн.

2.4. Вторичное вскрытие продуктивных пластов.

2.4.1. Разработка и применение методов глубоко проникающего вторичного вскрытия пластов.

2.4.2. Испытания модифицированного сверлящего перфоратора ЭЗБК Омского специализированного конструкторского бюро приборов (ОСКБП).

Выводы по главе 2:.

Глава 3 . АНАЛИТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ЗАКОЛОНЫХ ЦИРКУЛЯЦИИ И РАЗРАБОТКА СПОСОБОВ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ВОДОПРИТОКА ПРИЗАКАНЧИВАНИИ СКВАЖИН.

3.1 Классификация движения жидкостей в заколонном и около-скважинном пространстве.

3.2 Методика оценки риска заколонных циркуляций.

Выводы:.

3.2.1. Применение методики определения интервалов с наибольшими рисками заколонных перетоков и принятие предупредительных мер.

3.2.2. Расчет экономического эффекта от внедрения «Методического руководства по оценке риска заколонных сообщений из неперфорированного пласта в интервал перфорации в скважинах терригенного девона».

3.3 Оценка качества заканчивания скважин по промысловым показателям эксплуатации.

Выводы:.

3.4. Исследование влияния толщины глинистой корки на образование негерметичной заколонной цементной крепи скважины.

Выводы:.

3.5. Исследование связи и интенсивности заколонных циркуляций с пластовыми давлениями.

Выводы:.

3.6. Многомерная оценка качества заканчивания скважины.

Выводы:.

3.7. Предложения по повышению качества разобщения пластов-коллекторов.

3.7.1. Снижение толщины фильтрационных (глинистых) корок.

3.7.2. Повышение степени вытеснения буровых растворов при цементировании скважин.

3.6.3. Снижение эффекта контракции тампонажного раствора-камня.

3.8. Способ изоляций зон притока вод при заканчивании скважин.

3.9. Способ ограничения отбора попутной воды при разработке пластов с ВНК.

Глава 4 . ИССЛЕДОВАНИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН И РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ОПТИМИЗАЦИИ ИХ СТРОИТЕЛЬСТВА.

4.1. Результаты анализа скважин заканчиваемых горизонтальными стволами.

4.2. Повышение эффективности скважин разделением горизонтальных стволов на отдельные участки.

4.3. Расчет экономического эффекта от применения технологии управляемой эксплуатации горизонтальных скважин.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование технологий заканчивания скважин для условий нефтяных месторождений Татарстана»

Стабилизация добычи нефти из старых месторождений является одной из наиболее важных задач современного этапа развития нефтяной промышленности. Ухудшенная структура запасов месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки, ставит жесткие требования к качеству строительства скважин. Требования обусловлены тем, что запасы сосредоточены в частично заводненных и тупиковых зонах, в малопродуктивных коллекторах с низкими емкостно-фильтрационными свойствами, а также в пределах водо-нефтяных зон (ВНЗ) на участках развития коллекторов с незначительной нефтенасыщенной толщиной или соотношением нефтенасыщенной части пласта к его общей толщине менее 0,3.

Заканчивание является главным этапом, определяющим качество и результативность строящейся скважины. Высокая значимость этого этапа, определяющего в целом успешность скважины, является причиной особого внимания отечественных и зарубежных ученых и исследователей. Никогда не снижалось внимание к этапу заканчивания скважин и у производственников: у разработчиков недр и у бурового подрядчика.

Качество и успешность этапа заканчивания скважин определяют решения двух главных задач: а) сохранение природных фильтрационно-емкостных свойств коллекторов (ФЕС) в призабойной зоне скважины; б) разобщение пластов-коллекторов.

Цель диссертационной работы

Совершенствование методов вскрытия и разобщения заводненных неоднородных продуктивных коллекторов при строительстве скважин для сохранения и увеличения их продуктивности.

Основные задачи исследований:

1. Анализ процессов, происходящих в продуктивных пластах при закан-чивании скважин в условиях низких пластовых давлений, и обоснование наиболее перспективных направлений решения проблемы увеличения коэффициента продуктивности.

2. Определение условий качественного вскрытия продуктивных пластов на месторождениях ОАО «Татнефть» с использованием методов многомерной оценки качества заканчивания скважин и степени сохранности фильтра-ционно-емкостных свойств.

3. Разработка методики оценки потенциального риска заколонных притоков из неперфорированного пласта в интервалы вторичного вскрытия и технологий, улучшающих качество разобщения пластов.

4. Анализ результатов строительства скважин, заканчиваемых горизонтальными стволами, и разработка рекомендаций по снижению их обводненности и увеличению коэффициента продуктивности.

Методы решения задач:

Поставленные задачи решались анализом результатов промысловых экспериментов с использованием пакета программ STATISTICA (фирмы StatSoft), материалов геофизических и гидродинамических исследований.

Основной объем информации для анализа получен из корпоративной информационной системы «Автоматизированное рабочее место инженерно-технологической службы» (КИС АРМИТС) и КИС «Татнефть-Нефтедобыча».

Научная новизна:

1. Разработан метод оценки по характеристике продуктивных пластов и результатам освоения скважин следующих показателей:

- наличия притока из неперфорированных пластов по заколонному пространству;

- степени ухудшения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов при заканчивании скважин;

- соотношение дебитов перфорированных пластов в общем дебите скважины.

2. На основе многомерного анализа и оценки различных методов первичного вскрытия сформулирован и математически описан базовый уровень коэффициентов продуктивности.

3. Установлена зависимость обводненности продукции скважин от соотношения проницаемостей перфорированного и неперфорированного пластов и расстояния между ними для выявления потенциального риска заколонных перетоков.

4. Разработан метод формирования водонепроницаемого экрана в зоне водонефтяного контакта за счет взаимодействия химического реагента с нефтью, при создании депрессии на продуктивный пласт.

Основные защищаемые положения:

1. Причины снижения потенциальной продуктивности пластов-коллекторов, связанные с технологиями заканчивания скважин в условиях поздней стадии разработки нефтяных месторождений.

2. Обоснование применения наиболее эффективных технологий по сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов при бурении и креплении скважины.

3.Факторы, влияющие на потерю герметичности заколонной цементной крепи при строительстве скважин в условиях низких пластовых давлений.

4. Метод прогнозирования потенциальных интервалов притока вод и предупредительные технико-технологические меры по их изоляции в процессе строительства скважины.

5. Способы заканчивания наклонно-направленных и горизонтальных скважин, повышающие коэффициент продуктивности и снижающие их обводненность.

Для достижения поставленной цели в работе обоснованы и решены следующие научно-исследовательские задачи:

1. Определены средние величины снижения продуктивности скважин по таким причинам как: высокие рабочие давления продавки тампонажного раствора, потери циркуляции при цементировании эксплуатационных колонн, аварийные работы с множеством спускоподъемных операций, ремонт-но-изоляционные работы (РИР), отбор керна в продуктивном интервале, нестационарные гидродинамические и пульсационные процессы при промывке скважины.

2. Установлены критерии и оптимальная область применения технологий первичного вскрытия по степени сохранения продуктивности пластов.

3. Разработан способ первичного вскрытия пластов (патент №2279535 РФ. 2004) и технологии ограничения водопритока при разработке пласта с с низкими пластовыми давлениями.

4. Определены базовые уровни коэффициентов продуктивности в зависимости от применяемых технологий первичного вскрытия, на основе которых разработан метод оценки продуктивности новой скважины.

5. Решена задача определения по показателям работы скважин наличия вовлеченных в разработку неперфорированных пластов.

6. Разработан и внедрен РД 153-39.0-644-09 «Методика оценки риска межпластовых заколонных сообщений в скважинах терригенного девона», позволяющий принять технические и технологические решения, предупреждающие заколонные перетоки. Получен патент № №2394987 РФ 2010 «Способ предотвращения заколонного перетока из неперфорированного пласта в интервал перфорации».

7. Разработан способ автоматического формирования водонепроницаемого экрана в процессе освоения и эксплуатации скважины.

8. Предложен метод оперативной оценки качества заканчивания скважин.

9. Разработаны рекомендации по оптимизации заложения горизонтальных скважин.

Рекомендации, разработанные в процессе выполнения диссертационной работы, неоднократно докладывались на техсоветах ОАО «Татнефть», на которых принято решение о проведении научных исследований институтом

ТатНИПИнефть» по развитию предложенных методов изоляции зон водо-притока и способа управляемой эксплуатации многозабойных горизонтальных скважин, начиная с 2011 года.

Научное руководство при выполнении диссертационной работы осуществлял доктор технических наук, профессор Г.С.Абдрахманов, которому автор признателен за ценные замечания и консультации. Автор выражает искреннюю благодарность своим наставникам: доктору технических наук, профессору И.Г.Юсупову, доктору геолого-минералогических наук, профессору Р.С.Хисамову, кандидату технических наук А.С.Султанову, своим официальным оппонентам, доктору технических наук, профессору В.Н.Полякову и к.т.н. Фатхутдинову И.Х.

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Нуриев, Ильяс Ахматгалиевич

Основные выводы и рекомендации

1 Анализом геолого-технологических особенностей строительства скважин показано, что поздняя стадия разработки месторождений характеризуется значительным снижением текущих пластовых давлений со средним коэффициентом аномальности 0,7-0,8, местами доходящий до 0,5. Среднее давление репрессии гидростатического столба бурового раствора при строительстве девонских скважин составляет 4,0-8,0 МПа. Это неизбежно приводит к ухудшению условий первичного вскрытия и коллекторских параметров при-забойных зон продуктивных пластов.

2. Выявлено, что снижению продуктивности способствует нестабильная динамическая составляющая давления репрессии бурового раствора, возникающая при спуско-подъёмных операциях. Например, средний показатель ОП, определённый по предложенному в диссертации методу, для скважин с отбором керна равен 0,55. По каждой из технологий первичного вскрытия от 27 % до 55 % скважин имеют ОП менее 0,65.

3. На основе многомерного анализа и оценки различных технологий первичного вскрытия и крепления скважин с использованием пакета программ STATISTICA (фирмы StatSoft) установлено, что переход к технологии «струйной кольматации с двухступенчатым цементированием эксплуатационной колонны» позволит повысить коэффициент удельной продуктивности скважин от 1,39 до 7,49 раз (в зависимости от давления репрессии бурового раствора и проницаемости пласта).

4. Разработана методика оценки потенциального риска заколонных притоков из неперфорированного пласта в интервал перфорации (Крк - коэффициент разобщённости коллекторов) и определено, что при Крк< 1 необходимы способы предварительной изоляции наиболее опасных интервалов водо-притока в процессе заканчивания скважин.

5. Разработан и внедрен РД 153-39.0-644-09 «Методическое руководство по оценке риска заколонных сообщений в скважинах терригенного девона», позволяющий принимать технические и технологические решения, предупреждающие заколонные перетоки. РД применен в 2009-2010 годах при строительстве 119 скважин.

6. Установлено, что для оценки состояния ПЗП по данным освоения и эксплуатации можно использовать комплексный параметр 1 nRh/rc+C. При значении комплексного параметра InRJrc+C менее 20 в дебите скважины присутствует флюид неперфорированного пласта. Значение параметра InR/f'c+C более 60 информирует о значительном ухудшении ПЗП, требующем проведение ОПЗ.

7. Разработаны два способа изоляции интервалов водопритока при за-канчивании и метод формирования водонепроницаемого экрана в процессе освоения и эксплуатации скважин.

8. На основе анализа скважин, заканчиваемых условно горизонтальными стволами, установлено, что: •

- по верхнетурнейским отложениям обеспечиваются низкие значения обводнённости продукции, начальная - в среднем менее 10 %, текущая - менее 20 %;

- по бобриковскому горизонту наблюдается зависимость среднего дебита нефти от эффективной длины ГС. Для скважин с эффективной длиной ГС менее 50 м средний дебит равен 5,8 т/сут, при длине от 50 до 100 м средний дебит равен 10,3 т/сут, от 100 до 150 м — 12,1 т/сут, свыше 150 м - 19,2 т/сут;

- для повышения эффективности необходимо применять способы одновременно-раздельной эксплуатации участков горизонтального ствола, разделенного на однородные интервалы.

9. Разработаны рекомендации по оптимизации заложения и проектирования ГС, которые применяются при составлении проектов на их строительство начиная с 2009 года

10. Экономический эффект от внедрения разработок в производство за 2010 год составил 4,2 млн. руб.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Нуриев, Ильяс Ахматгалиевич, 2011 год

1. Амиров А.Д, Карапетов К.А., Лемберанский Ф.Д. и др. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1979.-309с.

2. Амиров А.Д, Овнатанов С.Т., Яшин A.C. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1975 344с

3. Андронов С.Н., Нуриев И.А., Нурмухаметов P.C., Хазиев Р.Ф., Курочкин Б.М. Способ вскрытия пластов и устройство для его осуществления // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2009.-№9. С.12-15.

4. Ахмадишин Ф.Ф., Львова И.В., Бердников A.B., Каримов М.Ф., Илалов Р.Х., Рылов Н.И., Нуриев И.А., Стендовые и промысловые испытания перфоратора ОСП-1// Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. М., ОАО «ВНИИОЭНГ». - 2008. С.264-269.

5. Ашрафьян М.О. Повышение качества разобщения пластов в глубоких скважинах. М., Недра, 1982.

6. Ашрафьян М.О., Булатов А.И.Эффективность вытеснения буровых растворов и разрушение глинистых корок при цементировании скважин. ВНИИОЭНГ, М., 1969. 76 е.:

7. Бадовский H.A., Бронзов A.C., Комм Э.Л., Королько Е.И. Качественная скважина решающий фактор эффективности нефтедобычи. Труды Всероссийского совещания по разработке нефтяных месторождений Альметьевск, 5-9 июня 2000 года., с 218 - 227.

8. Ю.Басарыгин Ю.М. и др. Заканчивание скважин. Учебное пособие для вузов М.: ООО «Недра-Бизнесцентр» 2000. - 674с. ил.

9. П.Басарыгин Ю.М. и др. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин. Учеб.для ВУЗов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр» 2001. - 543с.: ил.

10. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И. Теория и практика предупреждения осложнения и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации. Справ, пособие: В 6т. М.: ООО «Недра Бизнесцентр», 2000. -Т.2 -413с.: илл.

11. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. М., Недра, 2000г.

12. Н.Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин. Краснодар: «Сов. Кубань», 2002. 584с.

13. Боровиков В. П. STATISTICA: искусство анализа данных на компьютере (2-ое издание). ЗАО Издательский дом «Питер», 2003г. 688 с.

14. Бредихин Н.М., Рябова Л.И., Кривошей A.B. Внедрение, новых эффективных технологий крепления скважин. НХ,- 1/2004, с.99 100.

15. Булатов А.И. Детективная биография герметичности крепи нефтяных и газовых скважин. Краснодар: Просвещение-Юг, 2008. - 767 с.

16. Булатов А.И. Научно-техническая нефтегазовая энциклопедия. — Краснодар: Просвещение-Юг, 2009. 247 с.

17. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы. Учеб. Пособие для вузов. — М.: ОАО «Издательство «Недра», 1999, 424 е.: ил.

18. Булатов А.И., Савенок О.В. Заканчивание нефтяных и газовых скважин: учебник для вузов /А.И. Булатов, О.В. Савенок, Краснодар: Просвещение-Юг, 2010. 539 с. ISBN 978-593491-278-0

19. Валиуллин P.A., Шарафутдинов T.P. К вопросу определения канала зако-лонного перетока по данным азимутальной термометрии. Башкирский Государственный Университет, г. Уфа, "Современные наукоемкие технологии", № 5 за 2006 год.

20. Видовский A.JL, Ахметов P.A., Булатов А.И, Крылов В.И., Перов A.B., Юсупов И.Г. Измерение давления и температуры в зацементированной части заколонного пространства скважины.Бурение.-1974, -№ 7,- с.36-40.

21. Габбасов Т.М., Катеев Р.И., Нуриев И.А., Миннуллин P.M., Чухаев C.B. Повышение качества разобщения пластов с применением устройства манжетного цементирования. НХ №7. 2008. с.40 - 42.

22. Гайворонский A.A., Крепление скважин и разобщение пластов 1981 NLR Шифр 81-5/6461

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

24. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000. - 414с.

25. Классификатор буровых растворов, 2009. Нефтегазовые технологии, -10/2009, с. 23-80.

26. Курочкин Б.М. О новом подходе к подготовке продуктивной толщи к креплению скважин. НХ,-11/1999, с.9-12.

27. Лазарев Павел. Микросферы ЗМ™ Glass Bubbles серии HGS улучшают свойства облегченного тампонажного раствора. Oil@Gas Eurasia. 2009. № 11.

28. Логвиненко C.B. Техника и технология цементирования скважин. М., Недра, 1978. 384 с.

29. Лысенков Е.А., Аносов Э.В. Предупреждение раннего обводнения скважин. НХ,- 1/2004, с.61 63.

30. Мавлютов М.Р. Технология бурения глубоких скважин. Учебное пособие для вузов. М. Недра, 1982. - 284 с.

31. Мавлютов М.Р., Нигматуллина А.Г., Валеева Н.Л. Вскрытие продуктивных пластов с использованием полимерсолевых растворов с регулируемой кольматацией. НХ №3. 1999. с.20-23.

32. Муравьев В.М.Спутник нефтяника, М., Недра, 1977 304 с.

33. Мусабиров М.Х. Сохранение и увеличение продуктивности нефтяных пластов. Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2007. — 424 с.

34. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. Издание в 2т.- М., ВНИИОЭНГ, 1995. т. 1 - 492с

35. Муслимов Р.Х. Перспективы и основные проблемы развития нефтяной промышленности Республики Татарстан. Тезисы докладов научно-практической конференции, октябрь 1994 года.г. Альметьевск.

36. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений /Под ред. Проф. Р.Х.Муслимова. в 2-х томах. — т.1. -Казань: Изд-во «Фэн» Академии наукРТ, 2007. - 316с.

37. Нуриев И.А. Способы оперативной оценки успешности построенных скважин. Нефть. Газ. Новации № 12. 2010. с.38-45

38. Отчет по теме «Оптимизация технологий вскрытия пластов на современной стадии разработки месторождений Татарстана». ТатНИПИнефть, 2008.

39. Отчет по теме «Разработка технологии обработки геофизической информации по оценке крепи скважины». ТатНИПИнефть, 2009.

40. Отчет по теме «Оценка эффективности методов вскрытия пластов и за-канчивания скважин для различных геолого-промысловых условий». ТатНИПИнефть, 2003.

41. Пат. №2279535 Российская Федерация Способ вскрытия пластов и'устройство для его осуществления Текст. / Нуриев И.А., Андронов С.Н., Нурмухаметов P.C., Хисамов P.C., Хазиев Р.Ф., Андронов Ю.С.; опубл. 10.07.06. -Бюл. № 19.

42. Пат. №2394987 Российская Федерация Способ предотвращения заколон-ного перетока из неперфорированного пласта в интервал перфорации Текст. / Хисамов P.C., Нуриев И.А., Евдокимов A.M., Хусаинов в.М., Гу-маров Н.Ф.; опубл. 20.07.10. Бюл. № 20.

43. Поляков В.Н., Вяхирев В.И., Ипполитов В.В. Системные решения технологических проблем строительства скважин. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. 240 е.: ил.

44. Поляков В.Н., Ишкаев Р.К., Лукманов P.P. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин. Уфа: «ТАУ», 1999. - 408 с.

45. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Зарегистрировано в Минюсте РФ 20 июня 2003 г. N 4812

46. РД 153-39.0-525-07 Инструкция по креплению скважин ОАО «Татнефть» -Бугульма, ТатНИПИнефть, 2007.

47. РД 153-39.0-644-09 Методическое руководство по оценке риска заколон-ных сообщений из неперфорированного пласта в интервал перфорации в скважинах терригенного девона -Бугульма, ТатНИПИнефть, 2009.

48. РД 153-39.0-349-05 Методика оценки качества строительства скважин ОАО «Татнефть». Бугульма, ТатНИПИнефть, 2005.57^РД 153-39-023-97 Правила ведения ремонтных работ в скважинах. ОАО «НПО «Бурение», 1997. утв. Минтопэнерго России 18.08.1997.

49. РД 39-0147009-505-87 Технология изоляции пропластовых подошвенных и заколонных водопритоков в нефтедобывающих скважинах Западной Сибири. ВНИИКРнефть.

50. РД 39-0147009-6.18-85 Герметизирующий состав и технология его применения для борьбы с поглощениями и заколонными проявлениями при строительстве скважин. ВНИИКРнефть.

51. РД 39-0147585-232-01 Регламент по заканчиванию скважин строительством Бугульма, ТатНИПИнефть, 2001.

52. Рябоконь С.А., Овечкин А.И., Гноевых А.Н. О необходимости совершенствования техники и технологии крепления скважин. НХ,-11/2001, с.60-63.

53. Рябоконь С.А., Рябова Л.И. Повышение продуктивности скважин посредством внедрения комплексной технологии заканчивания скважин. Бурение и нефть, 12/2006 с. 10 13.

54. Рябоконь С.А., Скородиевская JI.A. Ограничение водопритоков в скважины с использованием состава АКОР МГ. НХ,-7/2002, с.120-124.

55. Сафин С.Г., АГТУ, г. Архангельск. Исследования по решению задачи охраны недр при эксплуатации нефтегазовых залежей. webirbi s. aonb.ru/irbisdoc/ecnor/

56. Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1974. 456с.

57. Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. М., «Недра», 1978. с. 256

58. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. М., Недра, 1979 303с.

59. Спивак А.И. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Учебник для вузов М. : ООО «Недра-Бизнесцентр» 2003. - 509с.:ил.

60. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. Издание второе, переработанное и дополненное. Под редакцией проф. Булатов А.И. М., Недра, 1981. -240с.

61. Таипова В.А. Техногенные изменения пластов-коллекторов терригенного девона в процессе разработки Ромашкинского месторождения. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Бугуль-ма, - 2009.

62. Тиаб Дж., Доналдсон Эрл Ч. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов /Перевод с английского. М.: ООО «Премиум Инжиринг», 2009. - 868 е., ил.

63. Толковый словарь живого великорусского языка В.И. Даля. http://www.dict.t-mm.ru/dal/.

64. Толковый словарь русского языка Д.Н. Ушакова, http://www.dict.t-mm.ru/ushakov/.

65. Тронов В.П. Фильтрационные процессы и разработка нефтяных месторождений. Академия наук РТ, Казань 2004. - 582 с.

66. Хисамов, P.C., Нуриев, И.А., Юсупов, И.Г. Оценка состояния призабойной зоны скважин терригенных коллекторов по данным промыслового анализа Текст. / P.C. Хисамов, И.А. Нуриев, И.Г. Юсупов // Нефтяное хозяйство.-2011 -№3.

67. Хисамов P.C., Газизов A.A., Газизов А.Ш. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. - 568 с.

68. Хисамов P.C., Нуриев И.А. Оценка риска заколонного перетока из водоносного пласта в интервал перфорации нефтяного пласта // Нефтяное хо-зяйство.-2009.- №4.-с.86-88

69. Хисамов P.C., Нуриев И.А., Султанов A.C., Евдокимов A.M., Фазлыев Р.Т.Обобщение результатов эксплуатации горизонтальных скважин месторождений ОАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство.- 2009.-№7. С.ЗО -33.

70. Хисамов P.C., Ханнанов Р.Г., Фаткуллин Р.Х., Хамитьянов Н.Х., Миронова JI.M. Технология управляемой эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием // Нефтяное хозяйство.- 2010.-№12. С. 110 112

71. Шарафутдинов 3.3., Ипполитов B.B. Прорыв пластовых флюидов через зацементированное пространство скважин и основные пути его предотвращения //Строительство скважин на суше и на море. 2009.- №№6 - 9.

72. Шашель А.Г. Колганов В.И. Результаты бурения уплотняющих скважин на поздней стадии разработки Красноярского месторождения. НХ,-1/1999, с.29-33

73. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. Гостоптехиздат, г.Москва, 1959.

74. Энциклопедический словарь, http://www.dict.t-mm.ru/enc si/.

75. Эрвин М. Разработка бурового раствора с целью минимизации удержания воды в пласт за счет впитывания / М. Эрвин, К. Пирсон, Б. Беньон // Нефтегазовые технологии. 2005. - № 5. - С. 32-37.

76. Юсупов И.Г., Хаминов Н.И., Бачков А.П. Исследование техногенного воздействия первичного вскрытия пластов на их коллекторские свойства отбором радиальных кернов. Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ».- 2009. 476 с.

77. R. Reyes, J. Brown, Halliburton; В. Measles, J. Lopez, G. Torres, PioneerNatu-ralResources.Облегченный цементный раствор для изоляции истощенных зон. Нефтегазовые технологии. 2010. - №9. с. 5 - 8.

78. S. Mubarak, N. Dawood, S. Salamy, Saudi Aramco. Опыт Саудовской Аравии: анализ интеллектуальных скважин. Нефтегазовые технологии. -2010.-№12. с. 20-23.

79. StatSoft, Inc. (2001). Электронный учебник по статистике. Москва, StatSoft. WEB: http://www.statsoft.ru/home/textbook/default.htm94.www.medstatistica.com95.www.statsoft.ru1. Список иллюстраций

80. Рисунок 1.1 Схема пластовых давлений и давления столба бурового раствора по стволускважины с высокой альтитудой земли.15

81. Рисунок 1.2 Схема пластовых давлений и давления столба бурового раствора по стволускважин с низкой альтитудой земли.15

82. Рисунок 2.1 Влияние отношения проницаемости призабойной зоны к естественнойпроницаемости пласта на продуктивность.38

83. Рисунок 2.2 Корреляции коэффициентов продуктивности с абсолютной проницаемостьюперфорированных пластов скважин терригенного девона.48

84. Рисунок 2.3- Гипотетическая поверхность базовой плоскости качества скважин.51

85. Рисунок 2.4- Трехмерная диаграмма рассеяния коэффициентов продуктивности скважин вразных ракурсах.55

86. Рисунок 2.5- Графики поверхностей коэффициентов удельной продуктивности скважин по технологиям первичного вскрытия пластов. Зависимость от давления репрессии буровогораствора и абсолютной проницаемости перфорированного пласта. .1.58

87. Рисунок 2.6-Изменение коэффициента удельной продуктивности в зависимости отпроницаемости пласта:.!.59

88. Рисунок 2.7- Расчет среднего значения абсолютной проницаемости перфорированныхпластов скважины.60

89. Рисунок 2.8 Зависимость коэффициентов удельной продуктивности от временивоздействия давления репрессии бурового раствора.62

90. Рисунок 2.9- Пример нестационарных пульсаций давлений промывочной жидкости,зафиксированный станцией ГТИ.66

91. Рисунок 2.10 Схема первичного вскрытия поглощающих продуктивных пластов с АНПД.74

92. Рисунок 2.11- Сплошные шарики сопротивляются раздавливанию и увеличиваютэластичность цемента (а, Ь); стеклянные шарики имеют меньшую плотность (с, (3).78

93. Рисунок 3.1 Схемы движения пластовых флюидов и жидкостей закачки в заколонном иоколо скважинном пространстве.90

94. Рисунок 3.2 Зависимость обводненности добываемой продукции от расстояния междуинтервалом перфорации и до ближайшего водоносного пласта.93

95. Рисунок 3.3- Зависимость обводненности добываемой продукции от соотношения проницаемостей перфорированного и водоносного пластов Кпр. водоносного/Кпр.перфорированного пласта.93

96. Рисунок 3.4- Зависимость обводненности продукции от величины коэффициентаразобщенности коллекторов.95

97. Рисунок 3.5 Диаграммы рассеяния коэффициентов удельной продуктивности (Кпрод.уд.):

98. А)-трехмерная; Б) -двухмерная.102

99. Рисунок 3.6 Распределение коэффициентов удельной продуктивности скважин выборки по полю коэффициентов абсолютной проницаемости (КпрАВС) и комплексногопараметра ЫЪс/гс+С,.104

100. Рисунок 3.7 Геолого-физическая характеристика продуктивного интервала скв. № 32563106

101. Рисунок 3.8 Распределение скважин с различными технологиями первичного вскрытия по полю коэффициента разобщенности коллекторов и комплексного параметра 1пхарактеризующего гидродинамическое совершенство вскрытия пласта.112

102. Рисунок 3.9 Диаграмма рассеяния скважин с полной перфорацией пласта-коллектора на поле комплексного параметра \пЯ,/гс+С, и толщины глинистой корки. Условныеобозначения те же, как на рисунке 3.8.113

103. Рисунок 3.11- Диаграмма рассеяния скважин с неполной перфорацией пласта-коллектора на поле комплексного параметра InRK/rc+C, и толщины глинистой корки. Проницаемость неперфорированной части пласта выше проницаемости перфорированного интервала.

104. Условные обозначения те же, что на рисунке 3.8.116

105. Рисунок 3.12 Диаграмма рассеяния \nRk/rc+C, скважин с частичной перфорацией пласта-коллектора. Проницаемость неперфорированной части пласта выше проницаемостиперфорированного интервала. Условные обозначения те же, что на рисунке 3.8.117

106. Рисунок 3.13- Диаграмма рассеяния скважин с неполной перфорацией пласта-коллектора на поле комплексного параметра \nRK/rc+Cn толщины глинистой корки. Проницаемость неперфорированной части пласта ниже проницаемости перфорированного интервала.

107. Условные обозначения те же, что на рисунке 3.8.118

108. Рисунок 3.16— Схема предварительной изоляции подошвенной воды.130

109. Рисунок 3.17— Схема предварительной изоляции обводненного закачиваемой водойпласта, находящегося выше продуктивного пласта.131

110. Рисунок 3.18 Формирование непроницаемого водоизолирующего экрана междуводоносной и нефтеносной частями пласта в процессе эксплуатации скважины.134

111. Рисунок 4.1- Зависимость среднего дебита нефти от эффективной длины ГС:.138

112. Рисунок 4.2 Зависимость темпов обводнения добываемой от расстояния ГС до линии1. ВНК.139

113. Рисунок 4.3 Конструкция горизонтальной скважины № 4395Гдля управляемойэксплуатации разобщенных участков.142

114. Рисунок 4.4— Схема управляемой с устья эксплуатации горизонтальной скважины.143