CC BY
41
УДК 550.822.7
К ВОПРОСУ ДЛИНЫ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО СТВОЛА И НЕКОТОРЫЕ ДРУГИЕ АСПЕКТЫ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ «С ЗАКРЫТЫМ КОНТУРОМ» В УСЛОВИЯХ ПРОДУКТИВНОГО КАВЕРНОЗНО-ТРЕЩИННОГО КАРБОНАТНОГО КОЛЛЕКТОРА С АНОМАЛЬНО НИЗКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ НА ПРИМЕРЕ ЮРУБЧЕНО-ТОХОМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
© С.А. Сверкунов1, Р.У. Сираев2, А.Г. Вахромеев3
1-3Иркутский национальный исследовательский технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Во всем мире необходимость в энергоносителях и, соответственно, в углеводородах растет год от года. Расширяются и уточняются перспективные нефтегазоносные площади. Одним из наиболее весомых факторов, ускоряющих темпы освоения месторождений Восточной Сибири, является необходимость заполнения нефтепровода «Восточная Сибирь - Тихий океан», который имеет стратегическое значение для России. На сегодняшний день территория Восточной Сибири находится в слабоизученном состоянии и является перспективной для поиска нефти и газа. Промышленным коллектором на таких площадях могут выступать сложные кавернозно-трещинные карбонатные коллекторы с аномально низкими пластовыми давлениями.
Главным принципом выбора методики для исследования являлось исключение или минимизация известных проблем бурения скважин с горизонтальным окончанием уже на стадии ее проектирования подбором соответствующих технологий и комплексов технико-технологических мероприятий. Базовым элементом проектирования строительства скважины выбрано построение графика совмещенных давлений (А.Г. Калинин, 1998 и ранее). При построении графика совмещенных давлений должны определяться и учитываться все факторы, влияющие на выбор конструкции и технологию бурения скважины в конкретных горно-геологических условиях.
Результаты детального моделирования гидродинамических условий нефтегазоконденсатной залежи на первоочередном участке разработки Юрубчено-Тохомского нефтегазоконденсатного месторождения сопоставлены с фактическими замерами датчиков затрубного давления, которые позволяют оценить технологически максимально возможную длину горизонтального ствола.
Гидродинамические условия залежи осложняют первичное вскрытие, ограничивая допустимый диапазон эквивалентных забойных давлений. Учет всех геологических факторов на основе выбранных критериев обеспечит корректный подбор эффективной технологии бурения на стадии проектирования. При этом каждая проблемная зона трещиноватости/кавернозности обладает собственными гидродинамическими характеристиками.
Учет горно-геологических условий при построении теоретического графика совмещенных давлений по восьми критериям позволяет оптимизировать процесс проектирования скважины с горизонтальным окончанием и минимизировать риски возможных осложнений при бурении, а также заложить алгоритм проектирования.
Ключевые слова: эксплуатационное бурение; горизонтальный ствол; поглощение; технология первичного вскрытия.
^веркунов Сергей Александрович, аспирант кафедры нефтегазового дела, тел.: 89500505386, e-mail: [email protected]
Sverkunov Sergei, Postgraduate of the Department of Oil and Gas Business, tel.: 89500505386, e-mail: [email protected]
2Сираев Рафаил Улфатович, аспирант кафедры нефтегазового дела, тел.: (3952) 798745, e-mail: [email protected]
Siraev Rafail, Postgraduate of the Department of Oil and Gas Business, tel.: (3952) 798745, e-mail: [email protected]
3Вахромеев Андрей Гелиевич, доктор геолого-минералогических наук, профессор кафедры нефтегазового дела, тел.: (3952) 798-639, е-mail: [email protected]
Vakhromeev Andrey, Doctor of Geological and Mineralogical sciences, Professor of the Department of Oil and Gas Business, tel.: (3952) 798-639, е-mail: [email protected]
TO THE LENGTH OF HORIZONTAL WELL AND SOME OTHER ASPECTS OF PRIMARY CLOSED LOOP PENETRATION UNDER CONDITIONS OF A PRODUCTIVE CAVERNOUS FRACTURED CARBONATE RESERVOIR WITH ABNORMAL LOW FORMATION PRESSURE FOR THE CASE OF YURUBCHENO-TOKHOMSKOE FIELD
S.A. Sverkunov, R.U. Siraev, A.G. Vakhromeev
Irkutsk National Research Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russia.
The need for energy and hydrocarbons respectively is growing in the world from year to year. The promising oil-and-gas areas are expanded and specified. One of key factors accelerating development rates of the fields in Eastern Siberia is the need to fill the "Eastern Siberia - Pacific Ocean" pipeline which is strategically important for Russia. Today poorly studied territory of Eastern Siberia is promising for oil and gas search. Complex cavernous fractured carbonate reservoirs with abnormal low formation pressure can serve as industrial reservoirs in such areas.
The main selection principle of the surveying technique is elimination or minimization of the known problems of drilling horizontal wells as early as at the stage of its design by the selection of appropriate technologies and complexes of technical and technological measures. Plotting a graph of combined pressures (A.G. Kalinin, 1998 and earlier) is chosen to be the basic element of well-site construction design. When plotting the graph of combined pressures all factors influencing the choice of well design and drilling technology in specific mining-and-geolog-ical conditions, have to be identified and taken into consideration.
The results of detailed modeling of hydrodynamic conditions of the oil and gas condensate deposit on a priority development site of the Yurubcheno-Tokhomskoe oil and gas condensate field are compared with the actual measurements of annular pressure sensors that allow to estimate technologically greatest possible length of a horizontal well.
Hydrodynamic conditions of the field complicate primary penetration by limiting the admissible range of equivalent bottomhole pressures. Consideration of all geological factors on the basis of chosen criteria will provide reasonable selection of an effective drilling technology at a design stage. It should be noted that each problem cavernous/fractured zone possesses its own hydrodynamic characteristics.
Accounting of mining-and-geological conditions when building a theoretical graph of combined pressures by eight criteria allows to optimize the process of horizontal well design and minimize the risks of possible complications under drilling as well as to develop a design algorithm.
Keywords: production drilling; horizontal well; absorption; technology of primary penetration.
На сегодняшний день кавернозно-трещинные карбонатные коллекторы с аномально низким пластовым давлением (АНПД) стали одними из основных объектов разработки при бурении нефтяных и газовых скважин в Западной и Восточной Сибири. Сложные условия вскрытия и традиционные технологии бурения не позволяют добиваться желаемых результатов. Гидродинамические условия флюидной системы в кавернозно-трещинных карбонатных коллекторах с АНПД кардинально отличаются от традиционных гранулярных коллекторов либо от коллекторов с незначительной трещинова-тостью. Самой основной проблемой при бурении таких коллекторов являются катастрофические поглощения, вызванные АНПД и специфическими свойствами самого коллектора (Урманское место-
рождение, Куюмбинское месторождение, Юрубчено-Тохомское месторождение (ЮТМ) и т.д.).
Технологический процесс первичного вскрытия пласта, гидравлическая программа бурения, геологические условия проводки скважины, естественные гидродинамические ограничения в продуктивном пласте и другое - все это складывается в единую «природно-тех-ническую» систему, ни одну из частей которой невозможно анализировать, оценивать и планировать без комплексного анализа всех составных ее частей [1-3, 6, 8, 9, 11, 12].
Поэтому начинать анализ необходимо с этапа проектирования конструкции скважины, определения исходных данных и разработки технологии бурения скважины. Базовым здесь является
построение графика совмещенных давлений по заданным горно- геологическим условиям. Ранее авторами [3, 7, 9] были определены фактические горногеологические условия в продуктивном карбонатном пласте рифея применительно к задаче бурения горизонтального ствола 1000 м (рис. 1).
По данным, представленным на рис. 1, выделяются три диапазона барических условий, границы каждого из которых удалены в область репрессии и депрессии и соответствуют для депрессии значениям Рзаб. 215,34; 211,34 и 203,34 кгс/см2 соответственно. Каждый уровень характеризует природную каверново-трещинную фильтрационную систему рифейского резервуара с разной раскры-тостью трещин, где выделено три градации. Раскрытость более 10 мм - самый проницаемый, аномально-трещиноватый; раскрытость более 2-5мм - промежуточный; раскрытость менее 1 мм -наименее проницаемый из тех, что значимо влияют на интенсивность поглоще-
ния в первичном вскрытии горизонтальным стволом. На практике каждому из коридоров (диапазонов) соответствует своя гидравлическая программа бурения, применимая для бурения с поглощением «не выше заданного, допустимого». Таким образом, интенсивность вскрываемой горизонтальным бурением трещиноватости и просвет как единичных фильтрующих трещин (каверн), так и групп трещин, кластеров трещиновато-сти являются естественным природным фактором, ограничивающим диапазон текущих динамических давлений для любой технологии первичного вскрытия (открытый или закрытый контур).
На сегодняшний день для такого природного геологического строения нефтегазоконденсатной залежи с АНПД традиционный подход не применим к выбору технологии бурения и конструкции эксплуатационных скважин с наклонными и горизонтальными участками ствола при построении графика совмещенных давлений. В соответствии
Рис. 1. Коридор допустимых забойных давлений в процессе бурения горизонтального ствола 1000 м эксплуатационной скважины для каверново-трещинной фильтрационной системы с разной раскрытостью трещин, три градации.
Диапазон возможной депрессии разделен на три участка по проницаемости коллектора: раскрытость трещин более 10 мм - самый проницаемый, аномально-трещиноватый; раскрытость трещин более 2-5мм - промежуточный; раскрытость трещин менее 1 мм - наименее проницаемый из тех, что значимо влияют на интенсивность поглощения. Карбонатный рифей. ЮТМ [3, 7, 9]
с классическим графиком совмещенных давлений интервал горизонтального ствола (около 1000 м) описывается практически точкой на графике. Это происходит в связи с тем, что при построении графика совмещенных давлений глубины скважины берутся по вертикали, без учета реальной глубины скважины по стволу, что не позволяет оценить реальный диапазон давлений в наклонных и в особенности горизонтальных участках ствола. При одной и той же «вертикали» в начале и в конце горизонтального ствола в 1000 м разница динамических давлений может составлять десятки атмосфер. В связи с этой особенностью на графике совмещенных давлений для скважин с большими отходами от вертикали необходимо вместо условной плотности бурового раствора учитывать эквивалентную циркуляционную плотность (ЭЦП), распределенную по всей длине ствола. Расчет ЭЦП можно выполнить согласно известным методикам расчета либо путем компьютерного моделирования.
В своей статье Е.Г. Леонов с соавторами [5] предлагает при проектировании максимальной длины горизонтальных стволов использовать два дополнительных критерия. Это длина скважины по стволу Нст и «эквивалентная циркуляционная плотность» ЭЦП.
Основными критериями в данной методике являются: глубина скважины по вертикали, коэффициент аномальности, коэффициент гидроразрыва пород, плотность бурового раствора, индекс давления поглощения, эквивалентная плотность циркуляции, характеризующая гидродинамическое давление на забое при циркуляции бурового раствора, глубина скважины по стволу.
Краткий порядок расчета по методике, предложенной Е.Г. Леоновым: давление в скважине Рс можно представить как сумму гидростатического давления Р^ , потерь давления на трение РТр от местных сопротивлений Рм и сил инерции Ри:
р = р + р + р + р
I с I ст. 1 1 тр. 1 м 1 1 И'
где
Рст. = РсмдН; Ртр. = ЛрсЫу1а1/(2йг);
Рм = 1[(й2с - й2бт)/(й2с - <%) - 1]2РсмУи^;
Ри = киРсм(Лукп/^)1.
Здесь рсм = р + ф(рш — р) - плотность бурового раствора с учетом концентрации шлама; рш,р - плотности шлама и бурового раствора без шлама; ф - объемное содержание шлама в растворе; Л - коэффициент гидравлических сопротивлений, зависящий от режима течения жидкостей; укп - скорость потока жидкости в кольцевом пространстве (КП); Ь - длина скважины (по стволу); йг = йс — йбт - гидравлический диаметр; йс - диаметр скважины; йбт - наружный диаметр бурильных труб; йз - диаметр замков бурильных труб; Ьбт - средняя длинна бурильной трубы; ки - корректирующий коэффициент; g - ускорение свободного падения; Н - вертикальная глубина скважины; йукп/й1 - изменение скорости потока в кольцевом пространстве за единицу времени.
По мнению авторов, методика школы Е.Г. Леонова и других [5] наиболее полно описывает гидродинамические процессы, происходящие при бурении скважин. Эта методика на сегодняшний день является самой прогрессивной. Однако в развитие подхода [5] авторами предложено добавить еще один дополнительный критерий, который при бурении в кавернозно-трещинных карбонатах с АНПД может играть определяющую роль. Речь идет о допустимом диапазоне колебании ЭЦП на забое в каждой конкретной точке горизонтального ствола (детально изученном научной школой профессора В.Н. Полякова, 1999. [11]).
Выполним количественную оценку диапазона колебания ЭЦП в каждой конкретной точке горизонтального ствола скважины на основе фактических замеров (рис. 2), где скомпилирована существующая методика [5] и введен один дополнительный критерий (на примере рис. 3).
Построим график совмещенных давлений с учетом всех факторов на примере эксплуатационной скважины (применительно к объекту исследования -
ЮТМ). Исходные данные: 5-интерваль-ный профиль, наиболее сложный из запроектированных (см. рис. 3).
Рис. 2. Колебания забойного давления при бурении горизонтального ствола (на основе фактических замеров, 1% от гидростатического давления бурового раствора) в карбонатах рифея.
Горизонтальный ствол. ЮТМ
Рис. 3. Исходные данные для расчета. Профиль эксплуатационной скважины с горизонтальным
стволом 1000 м в нефтегазонасыщенной части карбонатного рифея. ЮТМ. Н - вертикальная глубина скважины; Н1, Н2, Н3 - интервалы профиля по вертикали; Я2, Я4 - радиусы искривления; L2-5 - длины участков профиля по стволу; Нок - вертикальная глубина спуска обсадной колонны; Ьок - глубина спуска обсадной колонны по стволу
Таким образом, выбранная методика (с дополнением) позволяет исключить ошибки при проектировании, возможные при использовании более старых методик, благодаря учету всех значимых факторов (рис. 4).
По полученным на графике данным (см. рис. 4) можно сделать вывод о том, что при плотности бурового раствора 0,84 г/см3 бурение горизонтального ствола в 1000 м становится невозможным без поглощений бурового раствора даже при соблюдении заданных нами условий. Это обусловлено тем, что
в башмаке предыдущей колонны колебания ЭЦП выходят за максимально возможную границу допустимой депрессии на пласт. В это же время на забое (1000 м от башмака предыдущей колонны) колебания ЭЦП превышают выбранный нами допустимый индекс поглощения (до 12 м3/ч).
Построим график совмещенных давлений, строго соблюдая все заданные условия (рис. 5). Все расчеты ведутся исходя из применения технологии комбинированного регулируемого давления
[2, 10, 13].
Рис. 4. Уточненный график совмещенных давлений с учетом колебания ЭЦП (в интервале горизонтального ствола 1000 м в нефтегазонасыщенной части карбонатного рифея). ЮТМ
Рис. 5. График совмещенных давлений. «Комбинированное давление». Коридор возможных значений
Рзаб. в 500 м горизонтального ствола (3100-3600 м). Диапазон колебаний ЭПЦ в точке взят по фактическому замеру (3-5 кгс/см2) [5, 7, 9, 11]
Рассчитаем максимальную длину горизонтального ствола согласно формулам, приведенным выше [5]:
ьа+1) =
к Р —Р
см.
см."кп(,+1)
2±
+
а+1)
+
[(¿2С(Н1) - ¿¡т)/(ч*С(Ш) - ос) -1] РсМуКСп(Н1)
где кз - коэффициент запаса на поглощение; Рп^ - давление начала поглощения; Рс- величина забойного давления при циркуляции. По расчету Ь5 = 500 м.
Выполним анализ получившегося графика:
1. При заданных значениях диапазона забойных давлений максимально возможная длина горизонтального участка составляет около 500 м.
2. По мере приближения к отметке 500 м по горизонтальному стволу интенсивность проявления будет уменьшаться. Приблизительно на 500 м будет точка равновесия. Далее начнется поглощение.
3. Примерно после 250 м начнется одновременное поглощение и проявление в горизонтальном стволе. Но, так как депрессия в башмаке ОК-178 будет превышать репрессию на забое, на поверхности это будет наблюдаться как «проявление» замещения бурового раствора по циркуляции на нефть и газ. Примерно на
отметке 500 м репрессия на забой и депрессия на башмаке ОК-178 сравняются. Далее с увеличением длины горизонтального ствола соблюдение заданных рамок коридора допустимых колебаний ЭЦП становится невозможным, интенсивность поглощения превысит предельно допустимые значения по возможности приготовления бурового раствора.
Таким образом, при заданных условиях (предельные значения репрессии и депрессии) максимально возможная длина горизонта составляет около 500 м. Так, мы можем вычислить технологически максимально возможную длину горизонтального ствола. С учетом предполагаемого диапазона проницаемости трещинной системы, вскрываемой горизонтальным стволом, эта величина будет отличаться и также может быть вычислена (оценена). При этом диапазон возможных значений забойного давления при приближении к критической точке (максимально возможному забою) равномерно сужается и превращается в точку (рис. 6).
Полученные данные на графике показывают, что:
1. Диапазон возможных значений текущего забойного давления по мере углубления хвостовика сужается и превращается в точку.
Рис. 6. Диапазон возможных значений забойного давления при применении технологии бурения с комбинированным давлением. Юрубченская залежь
£
бт
2. Диапазон применения технологии бурения с «замкнутым контуром», оцененный с учетом геологических ограничений, позволяет определить максимально технологически возможную длину горизонтального ствола в условиях карбонатного кавернозно-трещинного коллектора для разных уровней проницаемости вскрытого коллектора.
Диапазон, показанный на рис. 6, обозначает область возможных значений забойного давления при применении технологии с комбинированным регулируемым давлением. На практике по результативности первичного вскрытия с применением технологии с замкнутым контуром [7, 8] была подтверждена верхняя (в области репрессии) граница рабочего диапазона допустимых эквивалентных забойных давлений при бурении горизонтального ствола. Расчетное значение ЭЦП при апробировании технологии первичного вскрытия с комбинированным давлением нанесено на диапазон совместимых по условиям бурения зон согласно расчету выше (рис. 7).
Фактически на скважине ХХУ при апробации технологии с комбинированным регулируемым давлением забойные давления находились в диапазоне, приведенном на графике (см. рис. 4). Незначительные переходы за граничные
условия обуславливались только колебаниями ЭЦП в конкретной точке. Средние значения ЭЦП находились в рамках расчетных значений. Применение технологии бурения с замкнутым контуром с «комбинированным» регулируемым давлением в конкретной скважине позволило добиться, чтобы проявления и поглощения стали контролируемыми [2]. И самое главное -возникла возможность контроля над скважиной в диапазоне совместимых по условиям бурения зон (в расчетном диапазоне давлений) (см. рис. 1). При этом первичное вскрытие велось без проведения каких-либо изоляционных работ по скважине. Регулирование объема притока и поглощения осуществлялось на устье скважины оператором по бурению. На практике достигнуто более тонкое управление Рс, чем в бурении на репрессии, с кольма-тантом, где Рс при зашламовывании за-трубного пространства и одновременном поглощении на забое неопределимо в принципе.
Ожидается, что в скважинах, пробуренных с применением комбинированной технологии первичного вскрытия пласта, будет получена максимальная продуктивность в цикле испытания/освоения [1, 4, 12].
Рис. 7. Применение технологии с «комбинированным» регулируемым давлением. ЮТМ
В 2014 г. проведены испытания датчиков забойных давлений, измеряющих динамическое давление в стволе скважины, при бурении горизонтальных стволов на ЮТМ. Получены крайне важные результаты, совпадающие с выводами, сделанными авторами ранее (рис. 8).
Во-первых, подтверждается вывод о том, что ЭЦП носит колебательный характер.
Во-вторых, обе скважины, показанные на графике (см. рис. 8), не добу-рены до проектного забоя вследствие полной потери циркуляции. На графике четко просматривается падение давления в стволе скважины и восстановление его до пластовых значений. Следовательно, подтверждается вывод о том, что давление поглощения равняется пластовому давлению при первичном вскрытии карбонатного кавернозно-трещинного карбонатного коллектора с АНПД.
Повышенные значения ЭЦП в начале горизонтального ствола характеризуют выход компоновки низа бурильной колонны из оснастки предыдущей обсадной колонны. Также накладыва-
ется зона непромера датчика забойного давления от долота, которая составляет порядка 20 м. В общей сложности завышенная ЭЦП фиксируется до 50-70 м в начале горизонтального ствола. Еще одним фактором является повышенное напряжение сдвига бурового раствора в начале циркуляции.
В дальнейшем эквивалентная циркуляционная плотность снижается до расчетных значений и ее колебания составляют в диапазоне 0,01 г/см3, что составляет ориентировочно 1% от гидростатического давления.
Другие, более резкие колебания ЭЦП объясняются изменением расхода промывочной жидкости, частичными поглощениями промывочной жидкости разной интенсивности и т.д.
Из сказанного выше можно сделать выводы:
1. Сложное геологическое строение продуктивного карбонатного ри-фейского резервуара предопределяет технико-технологические возможности максимально достижимой длины горизонтального ствола без использования кольматации в первичном вскрытии.
Рис. 8. Замеренное ЭЦП при бурении эксплуатационной (нефтяная залежь) и газонагнетательной (газовая шапка) горизонтальных скважин. Рифей. ЮТМ
2. Построение графика совмещенных давлений по восьми критериям (коэффициент аномальности, коэффициент гидроразрыва, коэффициент начала поглощения, глубина по стволу, глубина вертикальная, плотность бурового раствора, ЭЦП с учетом распределения по стволу, ЭЦП с учетом колебаний забойного давления в конкретной точке) позволяет учесть геологические факторы, оптимизировать процесс проектирования скважины и минимизировать риски возможных осложнений при бурении.
3. В первичном вскрытии горизонтальным бурением продуктивного карбонатного кавернозно-трещинного коллектора с АНПД значение давления начала поглощения равняется значению пластового давления.
4. Подтвержден теоретически обоснованный диапазон динамических забойных давлений, следовательно, подтверждена применимость технологии первичного вскрытия продуктивного карбонатного рифейского резервуара с «комбинированным» давлением. При апробации предложенной технологии с комбинированным регулируемым давлением, предполагающей полное исключение применения кольматантов при бурении горизонтального ствола, достигнуты в целом положительные результаты.
Библиографический список
1. Аномально-проницаемый тре-щинно-жильный коллектор в рифее, ЮТМ (по геологопромысловым данным горизонтального бурения) / В.М. Ивани-шин, Р.У. Сираев, Е.М. Данилова [и др.] // Геонауки-2013: сб. избр. тр. науч.-техн. конф. Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2013. С.302-305.
2. Геологические аспекты применения технологии первичного вскрытия сложных карбонатных коллекторов ри-фея на «управляемом давлении» / А.Г. Вахромеев, В.М. Иванишин, Р.У. Сираев [и др.] // Бурение и нефть. 2013. № 11. С. 30-34.
3. Гидродинамическое моделирование первоочередного участка разработки Юрубчено-Тохомского месторождения с учетом гидродинамического эффекта смыкания трещин / Ю.А. Кашни-ков, С.В. Гладышев, Р.К. Разяпов [и др.] // Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. 2011. № 4. С. 104-107.
4. Комплекс технологических решений и оценка их эффективности при эксплуатационном бурении карбонатных отложений Юрубчено-Тохомского месторождения / Р.У. Сираев, В.М. Иванишин, Р.А. Хайров [и др.] // Инновационные решения в строительстве скважин: тез. Всерос. науч.-техн. конф. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2011. С. 38-41.
5. Леонов Е.Г., Федин Д.С. Совершенствование методики построения совмещенного графика давлений для скважин с наклонными и горизонтальными участками ствола // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2013. № 5. С. 15-21.
6. Новые технологии в проводке нефтедобывающих скважин с горизонтальным окончанием в анизотропных карбонатных коллекторах (на примере Юрубчено-Тохомского НГКМ) / В.М. Иванишин, Р.У. Сираев, Р.К. Разяпов, А.Г. Вахромеев, И.А. Бурмистров // Вестник ИрГТУ. 2012. № 6 (65). С. 32-38.
7. Сверкунов С.А., Вахромеев А.Г. Гидродинамические ограничения технологии первичного вскрытия «с закрытым контуром» в условиях трещинно-кавер-нозного карбонатного коллектора с АНПД на примере Юрубчено-Тохом-ского месторождения // Актуальные проблемы геологии нефти и газа Сибири: материалы Всерос. науч. конф. молодых ученых, посвящ. 80-летию акад. А.Э. Конторовича. Новосибирск: Изд-во ИНГГ СО РАН, 2014 [Электронный ресурс] URL: http://ems2013.ipgg.sbras.ru (2 сент. 2015).
8. Сверкунов С.А., Данилова Е.М., Вахромеев А.Г. Моделирование горногеологических условий, ограничиваю-
щих возможность применения технологии первичного вскрытия «с замкнутым контуром», в условиях каверново-тре-щинного карбонатного коллектора с АНПД на примере Юрубчено-Тохом-ского нефтегазоконденсатного месторождения // Вестник ИрГТУ. 2014. № 4 (87). С. 71-81.
9. Сверкунов С.А., Сираев Р.У., Вахромеев А.Г. Горно-геологические условия первичного вскрытия бурением карбонатного продуктивного пласта ри-фея на первоочередном участке разработки Юрубчено-Тохомского месторождения // Вестник ИрГТУ. 2013. № 10 (81). С. 110-116.
10. Сотников А.К. Бурение с управляемым давлением как ключевая технология строительства нефтедобывающих скважин в трещиноватых карбонатах рифея // Геонауки-2013: сб. избр. тр. науч.-техн. конф. Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2013. 400 с.
11. Поляков В.Н., Ишкаев Р.К., Лукманов Р.Р. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин. Уфа: ТАУ, 1999. 408 с.
12. Разяпов Р.К., Сираев Р.У., Вах-ромеев А.Г. Геологическое сопровождение эксплуатационного горизонтального бурения в рифейских карбонатах на Юрубчено-Тохомском НГКМ: проблематика и рекомендации: материалы Все-рос. конф. с участием иностр. ученых. Новосибирск, 2013. С. 35-39.
13. Технология бурения с управляемым давлением на Юрубчено-Тохом-ском месторождении, проблемы регулирования гидростатического давления на пласт в геологических условиях, не обеспечивающих работу забойного клапана / А.К. Сотников, К.А. Чернокалов, Р.У. Сираев, Р.Х. Акчурин // Геонауки-2013: сб. избр. тр. науч.-техн. конф. Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2013. 400 с.
Статья поступила 22.10.2015 г.
