автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Бурение и заканчивание газовых скважин в условиях Заполярья (проблемы, решения, оригинальные технологии)

Для служебного пользования экз. № Л

ВЯХИРЕВ ВИКТОР ИВАНОВИЧ

БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ЗАПОЛЯРЬЯ

(ПРОБЛЕМЫ, РЕШЕНИЯ. ОРИГИНАЛЬНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ)

Специальность 05.15.10 - Бурение скважин

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Тюмень - 1999

Работа выполнена в буровом предприятии «Тюменбургаз»

Научный руководитель - д.т.н., профессор, заслуженный деятель науки РФ

Ю.С.КУЗНЕЦОВ

Официальные оппоненты: - д.т.н., профессор Р. Р. ЛУКМАНОВ

- д.т.н., профессор Н.Ш.ХАЙРЕДИНОВ

- д.т.н., профессор Г.П.ЗОЗУЛЯ

Ведущее предприятие: Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий (ТюменНИИгнпрогаз)

Защита диссертации состоится 30 марта 1999 года в Ючасов 00 минут на заседании диссертационного совета Д 064.07.03 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора технических наук при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000, Тюмень, ул.50 лет Октября, 38

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского государственного нефтегазового университета

Автореферат разослан 27 февраля 1999 г.

Ученый секретарь диссертационного совета д.т.н., профессор

В.П. ОВЧИННИКОВ

/

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследований. Бурение газовых скважин в условиях Крайнего Севера осложнено наличием многолетнемерзлой толщи в верхней и высокопроницаемых пород с низкими поровыми давлениями в нижней части разреза. Поэтому применяемые технологии бурения и разобщения пластов должны учитывать специфику геологических и криогенных условий разбуривания газовых и газоконденсатных месторождений, находящихся за Полярным кругом.

Богатая практика строительства газовых скважин показывает, что использование существующих технологических приемов, технических средств и материалов при бурении и креплении скважин в таких сложных геологических условиях, как чередование пластов с различными, зачастую аномальными, давлениями, близкое расположение друг от друга водоносных и продуктивных горизонтов, увеличение глубины залегания продуктивных пластов, бурение наклонно направленных скважин с большими отклонениями от вертикали - при постоянном повышении требований к охране недр не позволяет обеспечить необходимый уровень их качества. В этих условиях особое внимание необходимо уделить проблеме первичного и вторичного вскрытия продуктивных горизонтов без нарушения их фильтрационно-емкостных характеристик и обеспечение герметичности заколонного пространства газовых скважин. Традиционные технологии не в полной мере обеспечивают решение проблем устойчивости ствола бурящейся скважины и его крепления в многолетнемерзлых породах. Наличие гидравлической связи в системе «скважина - проницаемые пласты» занимает особое место в объяснении причин отсутствия герметичного заколонного пространства при цементировании газовых скважин; обеспечении подъема тампонажного раствора на заданную высоту и особенно при превращении его из раствора в камень (период ОЗЦ). Имеющийся многолет-

ний опыт убедительно доказывает, что для решения указанных проблем необходимо изменить идеологию и бороться не со следствиями, а с основными причинами, что и является главной методологией представленного научного обобщения проведенных, под руководством автора, научных исследований.

Цель работы. Повышение качества строительства газовых скважин в сложных геологических и криогенных условиях Заполярья.

Основные задачи исследований.

1. Выяснение основных причин геологического, криогенного и техногенного характера, приводящих к осложнениям и авариям при строительстве газовых скважин.

2. Цикл задач, связанных с исключением гидродинамического взаимодействия скважины с водонасыщенными проницаемыми породами.

3. Цикл задач, связанных с созданием тампонажных систем с заранее заданными свойствами, твердеющих в различных термобарических условиях.

4. Цикл задач, связанных с сохранением естественных коллекторских свойств продуктивных горизонтов.

5. Цикл задач, связанных с управлением процессами, происходящими при превращении тампонажного раствора за колонной в тампонажный камень.

Научная новизна.

1. Теоретическими и экспериментальными исследованиями фильтрационных процессов в прискважинной зоне установлена необходимость проведения водоизоляционных работ проницаемых пластов в процессе их первичного вскрытия бурением. Доказана возможность и эффективность использования многокомпонентных водоизолирующих составов,

образующих в пласте осадки с большим диапазоном дисперсности. Разработаны: двухкомпонентный состав для физико-химической кольмата-ции пор различного размера и полимерсолевые композиции для предупреждения и ликвидации водопроявлений при бурении и креплении скважин.

2. Сформулированы научно-обоснованные требования к тампонажным системам, твердеющим в интервалах многолетнемерзлых пород, в непроницаемом межтрубном и проницаемом затрубном пространстве газовых скважин. Объяснен механизм образования газопроводящих каналов в этих условиях.

3. Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена эффективность использования в составе облегченного тампонажного материала композиционных добавок в виде газонаполненных кремнеземсодержа-щих микросфер и гидрокарбоалюмината кальция. Изучен механизм влияния облетающих и расширяющих добавок на формирование структуры цементного камня.

4. Дано теоретическое обоснование возможности управляемого регулирования фильтрационных свойств буровых растворов, позволяющего формировать гидроизоляционный экран с прогнозируемыми свойствами.

5. Теоретически и экспериментально обоснован способ и технология обработки тампонажного раствора за колонной в ранние сроки его струк-турообразования с помощью акустического воздействия высоковольтного разряда специально созданными электрошдроимпульсными устройствами. Создана модель динамической системы, описывающей колебания цилиндрической деформируемой оболочки окруженной акустическими средами при аксиально-симметричном, параксиальном расположении канала разряда относительно оси трубы, а также при его повороте и решена задача нестационарной гидроупругости оболочки для

несимметричной внутренней волны давления, создаваемой источником электроразрядного типа.

Практическая ценность и реализация работы в промышленности.

1. Разработана технология необратимой изоляции пластовых вод в процессе строительства скважин с использованием крупнотоннажных отходов содового производства, целлюлозы, гидролизного спирата и стандарт предприятия СТП 00156251-001-97 по применению водоизо-лирующего состава для физико-химической кольматации проницаемых пластов в процессе их первичного вскрытия.

2. Разработаны составы специальных тампонажных растворов для различных термобарических и геолого-технических условий. Проведенный комплекс исследований, разработанные при этом технологические решения позволили осуществить цементирование эксплуатационных колонн с подъемом тампонажного раствора до устья в один прием, что в недалеком прошлом считалось не возможным.

3. Разработаны и внедрены составы специальных буровых и тампонажных растворов с регулируемыми фильтрационными свойствами, что позволило повысить качество разобщения пластов в интервалах продуктивных горизонтов.

4. Разработана технология акустической обработки тампонажного раствора в период ОЗЦ и технические средства для реализации этой технологии в скважинах, пробуренных буровым предприятием «Тюменбургаз». Технология прошла промышленную апробацию и рекомендована к включению в проекты на строительство скважин.

5. Общий экономический эффект от внедрения предложенных рекомендаций составил более 400 тысяч деноминированных рублей.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: Международной конференции, посвященной 30 летию Тюменского индустриального института - Тюмень, 1993 г.; научно-технической конференции, посвященной 15 летнему юбилею БП «Тюменбургаз» - Н.Уренгой 1994 г.; международной конференции РАО-газпром-95, посвященной освоению месторождений шельфа Арктики -С.Петербург 1995 г.; научно-технической конференции по разработке месторождений юга Тюменской области - Тюмень 1995 г.; Международной научно-технической конференции, посвященной 50-летию кафедры бурения Ивано-Франковского университета нефти и газа - Ивано-Франковск 1995 г.; «Первый международный конгресс. Новые высокие технологии для нефтегазовой промышленности и энергетики будущего». Тюмень. 1996 г.; на Международной научно-методической конференции "Проблемы подготовки кадров для строительства и восстановления скважин на месторождениях Западной Сибири" (Тюмень, 1996); научно-практической конференции "Проблемы разработки нефтяных месторождений и подготовки специалистов в ВУЗе" (Альметьевск, 1996) и "Энергосбережение при освоении и разработке северных месторождений Западно-Сибирского региона" (Тюмень, 1997); Научно-практической конференции "Освоение труд-ноизвлекаемых и высоковязких нефгей" (ПК "Роснефть", 1997), Научно-практической конференции "Энергосбережение при освоении и разработке северных месторождений Западно-Сибирского региона" (ОАО "Запсибгаз-пром", Тюмень, 1997), Всероссийской научно-практической конференции "Тюменская нефть - вчера и сегодня" .(Тюмень, 1997), Всероссийской научно-технической конференции "Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий (ТюмГНГУ, Тюмень 1998); на технических совещаниях БП Тюменбургаз (1995, 1996, 1997, 1998г.г.) и кафедре бурения ТюмГНГУ (1992 -1997 г.г.).

Публикации. Содержание диссертации опубликовано'в 52 печатных работах, в том числе двух монографиях, пяти тематических научно-технических обзорах, 37 статьях и 8 авторских свидетельствах.

Струюура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 5 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 217 наименований. Она изложена на 392 страницах машинописного текста, содержит 65 рисунков и 77 таблиц.

Содержание работы

Во введен»» обоснована актуальность темы диссертационного исследования, определены основная цель и задачи, научная новизна и практическая ценность, проведенных работ.

Первый раздел посвящен выяснению причин геологического, криогенного и технического характера, приводящих к осложнениям и авариям, а также к образованию переточных каналов в заколонном пространстве газовых скважин.

Буровое предприятие «Тюменбургаз» осуществляет строительство скважин на месторождениях севера Тюменской области: Юбилейном, Ям-совейском, Уренгойском, Ямбургском, Ен-Яхинском, Медвежьем и др. С 1995 года буровые работы начаты и на полуострове Ямал. Геологический разрез в литологическом отношении в основном представлен в верхней части торфяником, суглинками, глинами. Ниже залегают пески, глины -алевритистые, опоковидные, аргиллитоподобные; чередование песчаников, глин, алевролитов, аргиллитов. Тип коллекторов терригенный и представлен переслаиванием песчаников, алевролитов с глинистыми отложениями.. Песчаники - среднезернистые с глинистым или карбонатным цементом. Глубины залегания продуктивных горизонтов различны, что обуславливает различные температурные условия формирования цементного камня в

затрубном пространстве. Имеются интервалы с низкими •давлениями гидроразрыва. В особенности этому виду осложнений подвержена Покурская свита. Сеноманский горизонт на многих месторождениях газонасыщен. Главная особенность верхней части разреза - присутствие пород с низкими положительными и отрицательными температурами.

Известно, что тампонажные растворы на основе минеральных вяжущих, даже при положительной температуре окружающей среды имеют увеличенные сроки схватывания. Если учесть, что на начальной стадии твердения в цементоводной суспензии будет содержаться значительное количество свободной несвязанной жидкости затворения, то при обратном промерзании фунтов это может явиться причиной смятия колонн, а при отсутствии явления обратного промерзания - причиной усиления седимен-тационных процессов, приводящих к образованию каналов в заколонном пространстве. По данным проведенного анализа состояния качества цементирования скважин по многим месторождениям показано, что процент «качественного» сцепления (сюда отнесли следующие категории интер-притации данных АКЦ — «жесткое» сцепление, «частичное» сцепление, чередование «жесткого» и «частичного» сцепления) составляет 74%, отмечается недоподъем тампонажного раствора практически за всеми видами колонн. Следует отметить, что сложившаяся по объективным причинам практика цементирования скважин методом встречных заливок, предусматривает необходимость задавливания в проницаемые пласты или пласты с низкими пластовыми давлениями части промывочной жидкости, оставшийся в скважине после цементирования первой ступени, то есть необходимость искусственного гидроразрыва пласта. В зоне схождения, как правило, цементный камень отсутствует, что подтверждается результатами анализа качества цементирования, представленными в табл.1.

Таблица 1

Сведения о нарушении сплошности цементного кольца за эксплуатацион-

ными колоннами в зависимости от способа цементирования

№ Месторождение Количество Способ Разрыв Абсолют-

пп анализи- цементирова- сплошности ная вели-

руемых ния (число (число сква- чина не-

скважин скважин) жин) удач, %

прям. комб. прям. комб.

1 Ен-Яхинское 12 • - 12 - 6 50,0

2 Уренгойское 9 - 9 - 7 77,8

3 Ямсовейское 40 - 40 - 13 32,5

4 Медвежье 11 - 11 - 11 100

5 Ямбургское 12 - 12 - 8 66,7

б Комсомольское 8 - 8 - 6 75,0

7 Юбилейное б - б - 4 66,7

8 Заполярное 23 15 8 - 8 100

9 Сеи.Уренгойское 4 - 4 - 3 75,0

Огфильтровывание части тампонажного раствора в проницаемые пласты приводит к недоподъему его до проектной отметки. Например, для Уренгойского месторождения величина недоподъема тампонажного раствора до 50м характерна для 67% от всего числа пробуренных на месторождении скважин; до 100м-8%; до 350м-6%; более 350м-1,8%.

На основе анализа способов облегчения тампонажных растворов в работе показано, что для этих целей в основном используются добавки, повышающие водосодержание. Это глинопорошок, мелкодисперсные кремнеземистые материалы (аэросил, бутисил, вспученный фильтроперлит и другие) и материалы, имеющие низкую по сравнению с портландцементом плотность - вермикулит, перлит, аргиллит и другие. Многие из них не решают проблему снижения до необходимого значения плотности тампонажного раствора, другие усложняют технологию цементирования, способствуют усадочным деформациям, явлениям седиментации, снижению прочностных свойств, повышению проницаемости цементного камня. Отсюда возникает проблема необходимости поиска и применения минераль-

пых добавок, эффективно снижающих плотность тампонажного раствора и участвующих в формировании структуры цементного камня.

Для ускорения процессов структурообразования в практике цементирования используют ускорители сроков схватывания более 30 наименований, некоторые из них токсичны по отношению к человеческому организму, другие отрицательно сказываются на физико-механических свойствах формирующегося цементного камня (прочностные свойства, структура порового пространства, реологические свойства раствора и т.д.). Практически безвредны и доступны хлориды кальция и натрия. Последние эффективны не только в отношении влияния на процессы структурообразования, но и на сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов. Это обусловлено снижением объема пленки связанной минералами воды.

Кроме того, при применении в качестве перфорационной среды водных растворов хлористого кальция создается значительный осмотический перепад давления между прнзабойной зоной и стволом скважины, вследст-вии чего начинается отток проникших в процессе бурения и крепления скважины фильтратов бурового и тампонажного растворов и осушка прнзабойной зоны, которые протекают тем интенсивнее, чем выше гидро-фильность коллектора. Применение минерализованных сред снижает на-бухаемость глинистых минералов коллектора. Кроме того бурение скважин зачастую сопровождается предупреждением осложнений, связанных с поглощением бурового и тампонажного растворов, для профилактики которых перспективны полимерные композиции. При этом для сшивки мономеров требуется применение электролитов, в частности хлорида кальция или натрия.

Для успешного решения задачи создания технологии, предупреждающей возникновение заколонных перетоков после цементирования обсадных колонн изучены и проанализированы причины их возникновения. Часть причин обусловлена наличием в разрезе скважины многолетнемерз-

пых пород (ММГ1), термобарическими условиями залегания пласта, их фильтрационно-емкостными характеристиками, расстоянием между продуктивным и напорным водоносным горизонтами и т.д. Другая часть связана с технологическими мероприятиями, такими как преждевременная опрессовка, перфорация, либо вызваны физико-химическими процессами, сопровождающими крепление скважины (седиментация, контракция). Но, на наш взгляд, основной причиной является наличие флюидонасыщенных проницаемых пластов в разрезе вскрытых бурением пород.

Зачастую причиной возникновения флюидоперетоков и обводнения скважин через некоторый период их безводной эксплуатации является изменение физико-химических и механических свойств глинистой корки под действием электролитов пластовых вод. Это связано с тем, что флюид, под действием гидростатического давления столба промывочной жидкости и цементного раствора оттесняется фильтрующейся жидкостью на некоторое расстояние от стенки скважины и, следовательно, от глинистой корки. После прекращения фильтрации процесс расформирования зоны проникновения фильтрата в водоносном коллекторе происходит быстрее, чем в нефтеносном. В результате пластовые воды, контактируя с глинистой коркой, повышают ее проницаемость вследствие присутствия в них катионов натрия, кальция, магния и других поливалентных металлов, а также анионов хлора, сульфатов и других. Причем их влияние усиливается, если при бурении применялась химически необработанная промывочная жидкость или обработанная реагентами, не стойкими к действию агрессивных пластовых вод.

Учитывая многообразие причин возникновения перетоков пластовых флюидов по заколонному пространству сделан обзор существующих методов их предупреждения, развивающихся в настоящее время по следующим направлениям: технические средства и технико-технологические приемы в процессе цементирования; добавки к цементу, повышающие его изоли-

рующие свойства; дополнительные меры по подготовке ствола скважины к цементированию. Этим вопросам посвящены работы отечественных и зарубежных исследователей: Асфандиярова Р.Т., Ашрафьяна М.О., Городно-ва В.Д., Еременко В.В., Журавлева Г.И., Юносова A.A., Крысина Н.И., Коцкулича Я.С., Кузнецова Ю.С., Куксова А.К., Кулявцева П.Н., Лукмано-ва P.P., Мавлютова М.Р., Мейрембаева К.-Х.М., Мищенко В.И., Негомед-зянова В.Р., Овчинникова В.П., Перова A.B., Полякова В.Н.,Руцкого A.M., ТолкачеваГ.М., Шарипова А.У., Shen Jian-Chyun, Floud L.Graid и др., причем основное внимание в работах этих исследователей уделено первым двум направлениям. В тоже время недостаточно исследований и разработок в области подготовки ствола скважины к креплению, в частности способов изоляции, совместимых с традиционной в данном регионе технологией бурения.

Поэтому была поставлена задача изучить возможность применения ранее разработанных и получить новые водоизолирующие композиции для последовательной физико-химической кольматации проницаемых пластов в процессе углубления забоя, что особенно актуально при строительстве газовых скважин.

Во втором разделе, на основе анализа геолого - технологических условий строительства газовых скважин на Уренгойском газоконденсат-ном месторождении (УГКМ) с позиций решения поставленных задач, изложены результаты теоретических исследований физико-химической кольматации призабойной зоны скважины с целью исключения гидродинамического воздействия скважины с водонасыщенными проницаемыми породами.

Проведен анализ промысловых данных по освоению и капитальному ремонту скважин на УГКМ за 1993-96 гг. Установлено, что в среднем из 10% скважин, находящихся в ремонте, получена вода уже в процессе освоения, а большое количество скважин требует капитального ремонта по

гидроизоляции пластов. Причем планового проведения специальных технико-технологических мероприятий по предупреждению таких ситуаций не предусмотрено.

В этой связи в работе рассмотрена возможность применения физико-химической кольматации для изоляции водосодержащих проницаемых горизонтов с использованием известных химических реагентов. В результате исследования характеристик основных химреагентов и композиций на их основе сформулированы требования к применяемым материалам и технологическим особенностям последовательной изоляции водонасыщенных пластов в процессе их первичного вскрытия, основные из которых следующие: вязкость используемых растворов не должна существенно отличаться от вязкости воды в процессе закачки и продавливания их в приза-бойную зону пласта (ПЗП), время технологического процесса не должно превышать времени безаварийного простоя, технология приготовления растворов и их последующее закачивание в пласт должны быть совместимы с основными операциями бурения.

В большей степени перечисленным требованиям удовлетворяют технологии с использованием силиката натрия и шлам-лигнина, вследствие способности их образовывать осадки при взаимодействии с солями поливалентных металлов. В результате выпадения в поровом пространстве пласта продуктов их взаимодействия происходит образование кольматаци-онного экрана и снижение проницаемости ПЗП. Рассмотрены физико-химические основы применения перечисленных реагентов при первичном вскрытии горных пород в качестве кольматирующих реагентов на основе работ Алмаева Р.Х., Андресона Б.А., Ангелопуло O.K., Артамонова В.Ю., Афонина В.П., Белея И.И., Белова В.П., Булатова А.И., Городнова В.Д., Захарова А.П., Зозули Г.П., Иостена Д., Камбефора Г., Каргина В.А., Николаевой О.И., Подгорного В.М., Пустовалова Е.В., Ржаницина Б.А., Шишина К.А., Юсупова И.Г. и др.

На основании экспериментальных исследований разработаны изолирующие составы, обеспечивающие создание прочного малопроницаемого водоизолирующего экрана в пласте при наличии двух компонентов: основного и вспомогательного осадкообразующих реагентов (OOP).

В качестве основных водоизолирующих реагентов (1-й OOP) исследовались водные растворы: силиката натрия и DKS-экстендер (Na2Si03 + DKS), шлам-лигнина и DKS-экстендер ((ШЛ+NaOH) + DKS), гидролизного лигнина и DKS-экстендер ((rjI+NaOH)+DKS), силиката натрия и шлам-лигнина (Na2Si03+(IIM+Na0H)), силиката натрия и гидролизного лигнина (Na2Si03+(rn+Na0H)).

В качестве вспомогательного (2-й OOP) водоизолирующего реагента использовался раствор солевой композиции (СК) - отхода производства кальцинированной соды (г.Стерлитамак). Эффективность осадкообразующих композиций оценивалась в лабораторных условиях по объемам выпавших осадков при смешении основного и вспомогательного осадкообразующих реагентов в различных соотношениях и их стабильности в течении 3-х суток при температурах 20 и 80 °С.

Реакции жидкого стекла, ШЛ, ГЛ с раствором солевой композиции происходит практически мгновенно с образованием осадка во всём перемешиваемом объёме. Добавки раствора полимера в пределах 0,01 - 0,1% увеличивают объем и стабильность осадков, а также размер образующихся частиц. При увеличении концентрации реагентов в растворе возрастает прочность образующего осадка.

Недостатком использования сочетания ШЛ и силиката натрия является сложность применения их при изоляционных работах в связи с увеличением вязкости композиции со временем и гелеобразованием еще до смешивания ее с солевым раствором. Растворы с использованием гидролизного лигнина лишены этого недостатка. В процессе изучения физических свойств ГЛ было определено оптимальное соотношение гидролизного

лигнина и щелочи в растворе как 5:1., при этом образуется стабильный коллоидный раствор с низкими значениями плотности и пластической вязкости. Проведенными исследованиями по изучению эффективности осадкообразования композиций, в которых был использован водно-щелочной раствор гидролизного лигнина и жидкого стекла, установлена возможность регулирования дисперсности осадков от коллоидных до грубодисперсных за счет изменения концентрации силиката натрия и неоднородности ГЛ по гранулометрическому составу.

На основании проведенного подбора химреагентов были выбраны четыре водоизолирующие композиции для изучения их кольматирующей способности:

состав № 1 - 5%№28Ю3 + 0,05%БК8, состав № 2 - (2%ШЛ+2 % ЫаОН)Ю,05 %ОК5, состав № 3 - 5 %Ыа28Ю3 + (2%ШЛ+2%ЫаОН), состав № 4 - 5%Ыа28Ю3 + (6%ГЛ + 1,2%ЫаОН). Эксперименты проводились на усовершенствованной установке исследования проницаемости кернов (УИПК - 1М), позволяющей моделировать термобарические условия в соответствии с реальными характеристиками продуктивных пластов УГКМ. В процессе опытов определялись фильтрационно-емкостные характеристики каждого образца до и после опыта, коэффициенты кольматации и восстановления проницаемости, давление прорыва экрана при декольматации. С целью изучения характера заполнения порового пространства продуктами химических реакций предложена усовершенствованная методика исследований, в соответствии с которой у образцов керна были определены порометрические характеристики методом центрифугирования до и после водоизоляционных работ.

В результате проведенных экспериментов установлен рост перепада давления в системе и резкое снижение объема жидкости на выходе из керна при продавливании водоизолирующего состава через модель ПЗП, на-

сыщенную солевой композицией. Это косвенно свидетельствует о кольма-тации порового пространства образца горной породы продуктами химических реакций. Результаты поведения системы во время испытания составов и общие результаты представлены на рисунке 1 и табл. 2.

При анализе полученных данных отмечено достижение максимального значения перепада давления 5,0 МПа через 25-35 минут после начала закачивания при использовании в качестве осадкообразующего реагента силиката натрия (состав № 1). При- повторной закачке снова наблюдался резкий рост давления и вновь его величина в 5 МПа достигалась за 25-30 минут, что характеризует прочность образованного кольматационного экрана. Дальнейшее снижение давления происходило практически с той же закономерностью, что и ранее. Это свидетельствует о слабом влиянии повторной закачки осадкообразующих реагентов на закупоривающие свойства этих композиций при данных конкретных значениях пористости и проницаемости.

Исследования композиции с использованием растворов шлам-лигнина и полимера (состав № 2) показали его недостаточную кольмати-рующую способность и низкую прочность образующегося экрана. Увеличение давления закачивания не приводит к снижению расхода, как в экспериментах с составом № 1, по нашему мнению, в связи с высокой дисперсностью образующегося осадка (см. рис.1 и табл.. 2). Применение данного состава в комплексе с другими осадкообразующими реагентами может привести к более глубокой кольматации породы за счет эффекта взаимоуплотнения продуктов химических реакции.

Изучено совместное влияние растворов силиката натрия и шлам-лигнина (состав № 3) на измерение проницаемости кернов по воде. При сходном характере протекания процесса кольматации по сравнению с составом № 1 прочностные показатели образованного экрана и степень за-кольматированности породы гораздо выше. Так для состава № 1 прорыв

Л *

Ж

18

состав №1

2 эТап |акАки

-В

=771-г « к I '•.!

4-

3 о

§

2g 8. 1Й

11 т------

20 40 60 S0 100 120 140 160 180

Время, мин

состав №2

4,5

5 3 "

S

§ 2 У.

1 этап аак;.чкн

20 30 40

состав №3

12 Э' ■ап закцчю

S0 (0

Время, мин

I-.

'"i-

ч—I—ь

'M-J

тп

I

-и*т i '"Гг

20 40 60 80 100 120 140 160 180

Время, мин

перепад давления

объем жидкости на выходе из кеона

Рис.1. Графики изменений давления и расхода

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ВЛИЯНИЯ ВОДОИЗОЛИРУЮЩИХ СОСТАВОВ НА ПРОНИЦАЕМОСТЬ ПОРОД

ТАБЛИЦА 2

№ До закачки Перепад давления, МПа После закачки и чистки образца

состава Кпр1 Кпр1 началь- закачки, прорыва Кпр2 Кпр2 коэффи- коэффициент

по газу по воде ный, максималь- экрана, по воде по газу циент восстановле-

•ю-3, • ю-3, МПа ный (1 этап/ МПа • ю-3, ■10°, кольма-тации ния прини-цаемости [3,

2 мкм мкм2 2 этап) мкм2 мкм2 КкОЛ) % %

1 26,5 3,76 3,0 5,0/5,0 4,5 0,80 12,0 78,6 21,25

2 25,8 3,65 2,5 4,2/- 3,0 0,29 17,5 92,3 7,94

3 21,4 5,28 0,8 5,0/5,0 Более 9 0,06 2,63 98,9 1,14

4 20,4 1,22 0,8 5,3/6,3 4,5 0,11 5,8 91,0 9,02

4 92,5 4,59 0,1 2,7/3,9 5,3 0,21 12,7 95,4 4,57

4' 83,5 4,19 5,0 6,0/- Более 9 0 1,97 100 0

Примечание.* в опыте изменена очередность закачивания осадкообразующих реагентов

экрана произошел при перепаде давления 4,5 МПа, а для состава № 3 - при 9 МПа, при этом коэффициент кольматации составил 78,6 и 98,9 % соответственно.

При декольматации образцов после закачивания составов № 3,4 отмечены некоторые особенности. После первичного повышения давления до 9 МПа обратная фильтрация интенсивно увеличивалась в результате расформирования зоны проникновения, но только до отметки в 5 МПа, после чего резко замедлялась. Последующие повышения давления до 9 МПа приводили к увеличению нижней границы перепада давления, при котором происходит интенсивная фильтрация до 6,5-7,5 МПа. В связи с этим сделан вывод о том, что при скачкообразном изменении давления полученная зона кольматации уплотняется до образования прочного экрана. Эта закономерность использована при разработке технико-технологических мероприятий по изоляции близкорасположенных водонасыщенных и продуктивных горизонтов.

Анализ полученных нами гистограмм распределения пор по размерам до и после кольматации составом №4 (рис.2) и микрофотографии шлифов подтвердили возможность внутрипоровой кольматации, однако при этом полной кольматации порового пространства модели ПЗП не происходит, а снижение проницаемости объясняется уменьшением доли пор в общем объеме, преимущественно участвующих в фильтрации. Для разработанного состава определен оптимальный диапазон пор (1,62-5,72 мкм), кольматация которых происходит наиболее эффективно.

В результате изменения очередности закачивания водоизолирующих компонентов (состав № 4*) возможно образование кольматационного экрана, снижающего проницаемость породы практически до нуля (см. табл. 2). Эксперименты подтвердили существенное влияние очередности нагнетания реагентов на прочность создаваемого экрана и легли в основу разработки технологии физико- химической кольматации водонасыщенных

Образец Л"» 1 УГКМ

<0,15 0,41 0,58 0,91 1,62 3,63 5,72 7,39 >10,12

Размер пор, мкм

Образец №6 УГКМ

<0,15 0,41 а58 0,91 1,62' 3,63 5,72 7,39 >10,12

Размер пор, мкм

- до кольматации

после кольматации

Рис.2 Гистограммы распределения пор по размерам до и после кольматации (состав №4)

пород с использованием силикатно-гидролизнолигнинового раствора (СГЛ).

Теоретические и экспериментальные исследования, позволили объяснить механизм физико-химической кольматации пласта раствором СГЛ следующим образом. Закачиваемый раствор силиката натрия и гидролизного лигнина вытесняет из породы пластовую воду и заполняет все его поры. Нагнетаемый затем солевой раствор частично вытесняет СГЛ из пор, оставляя небольшую его пленку вокруг каждой частицы. Благодаря химической реакции, протекающей на контакте силиката натрия и солевой композиции происходит образование геля кремниевой кислоты. Одновременно происходит взаимодействие раствора ГЛ с солевой композицией. Образующиеся структуры взаимовлияют друг на друга, что приводит к созданию малопроницаемого водоизоляционного кольматационного экрана.

Разработана технология применения состава СГЛ в промысловых условиях. Реализация принципа последовательной изоляции проницаемых горизонтов с целью подготовки их к последующему разобщению заключается в следующем. Водонасыщенный пласт вскрывается бурением до подошвы и проводится операция по его кольматации водоизолирующим составом. Причем перепад давления, выдерживаемый созданным экраном, должен быть равен или несколько выше проектного гидростатического давления на пласт столба тампонажного раствора в процессе цементирования. В зависимости от проницаемости пласта, его порометрических характеристик и минерализации насыщающей его пластовой воды, технология изоляции корректируется. В условиях низкой минерализации отложений неокома (5-8 г/дм3) для эффективного осадкообразования в пласте необходимо введение второго осадкообразующего реагента - солевой композиции, тогда как выше по разрезу этого не требуется. Приготовление и закачивание 1 и 2-го OOP следует производить отдельно, в связи с быстрым

образованием осадка, с целью недопущения их смешения в трубах и технологических емкостях.

В третьем разделе описаны теоретические предпосылки, гипотезы, оригинальные методики, обеспечивающие создание тампонажных систем с заранее заданными свойствами. Описаны результаты лабораторных исследований, промысловых испытаний и технологий внедрения тампонажных композиций, твердеющих в различных термобарических условиях и отвечающих современным требованиям практики разобщения пластов.

При разработке теоретических предпосылок регулирования процессов структурообразования тампонажных растворов при низких положительных и отрицательных температурах сделан анализ применяемых добавок ускорителей сроков схватывания, изучен механизм их воздействия на процессы гидратации и структурообразования.

Показано, что наиболее распространенным технологическим приемом ускорения процессов структурообразования является применение ускорителей сроков схватывания. Рассмотрение кинетики процесса гидратации и твердения тампонажных растворов позволяет разделить его условно на следующие отдельные этапы: растворение твердой фазы и образование пресыщенного раствора; образование из пресыщенного раствора зародышей новой фазы - кристаллогидратов; образование коагуляционной и кристаллизационной структуры. Наиболее медленной стадией всего процесса твердения цементо-водных суспензий является первая - растворение твердой фазы и именно она определяет суммарную скорость процесса твердения. Известно, что скорость растворения клинкерных минералов, а следовательно, и скорость процесса твердения зависят от следующих факторов: удельной поверхности цемента, его фазового состава, водотвердого отношения, температуры окружающей среды, вида и количества вводимых добавок. Перечисленные факторы, за исключением последнего, являются фиксированными и определяются либо технологическими условиями про-

изводства вяжущего, либо геологическими условиями интервалов цементирования. Таким образом, наиболее приемлемый технологический прием регулирования скорости твердения тампонажных растворов это ввод добавок. Их действие основано на снижении энергии активации, т.е. энергии, которую следует затратить для того, чтобы реакция самопроизвольно началась. Механизм действия добавок весьма сложен, отдельные его аспекты еще полностью не выяснены. Попытки объяснения влияния разных добавок зачастую противоречат друг другу и не раскрывают природы процесса.

Наиболее изучено влияние реагентов хлоридов натрия и кальция, они доступны и широко используются. Их производство по многим причинам сократилось. Требуется поиск его заменителя, либо расширение сырьевой базы.

В последние годы эффективными и целесообразными являются технологические решения, связанные с использованием вторичных ресурсов - отходов химических производств. Нами совместно с сотрудниками Стерлитамакского АО «Сода» (Шатовым A.A., Ворониным A.B.) было предложено осуществлять производство солевой композиции из жидких отходов, получаемых при изготовлении кальцинированной соды.

Сделан анализ производства кальцинированной соды, обоснована возможность ее переработки в твердый продукт путем термообработки в распылительной сушилке, изучены физико-механические свойства и влияние на процессы твердения тампонажных и полимерных композиций.

Основываясь на работах Кравцова В.М., Полака А.Ф., по данным термографических анализов были рассчитаны константы скорости гидратации для различных компонентов портландцемента - трехкальциевого силиката, трехкальциевого алюмината, и в целом для портландцемента там-понажного.

Показано повышение константы скорости гидратации с введением солевой композиции и возрастанием ее содержания. Подтверждением яв-

ляются данные по изучению ее влияния на сроки твердения и физико-механические свойства раствора (камня) из различных вяжущих материалов. Сроки схватывания сокращаются на 30...40%, прочностные показатели камня возрастают на 15...25%, уменьшается водоотделение, а процесс твердения сопровождается объемным расширением. Оптимальное содержание реагента составляет 3-10% от массы и вида тампонажного материала.

Солевая композиция применялась для приготовления тампонажного раствора второй ступени. Некоторые результаты акустической цементо-метрии приведены в табл. 3. Там же для сравнения представлены данные по соседним скважинам, где в качестве ускорителя сроков схватывания использовался хлористый кальций.

Установлено, что процент интервалов с жестким сцеплением в скважинах с применением солевой композиции возрос.

Для решения проблем подъема, тампонажного раствора за эксплуатационной колонной на заданную высоту в один прием решались две задачи. С одной стороны следовало укрепить стенки скважины и повысить сопротивляемость их гидроразрыву, а с другой - разработать облегченные седиментационноустойчивые тампонажные композиции, обладающие эффектом расширения в начальный период их твердения. Решение первой задачи было описано во втором разделе.

В зависимости от технологических задач и фильтрационно-емкостных характеристик проницаемых горизонтов подбирается кольма-тант и технические средства для осуществления обратимой или необратимой кольматации того или иного горизонта. После опрессовки пластов определяется допустимая плотность тампонажного раствора. Против каждого горизонта и далее рассчитывается количество облегчающей добавки.

Для получения облегченных тампонажных растворов предложено применение газонаполненных облегчающих добавок, содержащих в своем

составе кремнезем в аморфном состоянии. В этом отношении наиболее перспективны стеклянные микросферы, газовоздушная смесь в которых находится внутри непроницаемых оболочек из аморфного кремнезема. Микросферы представляют собой легкий сыпучий порошок белого цвета, состоящий из отдельных полых частиц сферической формы размерами в пределах 15-200 мкм, преимущественно от 15 до 125 мкм. Их плотность в зависимости от дисперсности колеблется в пределах 240-360 кг/мЗ. Производят его из натриевоборосиликатного стекла.

Твердение большинства тампонажных растворов сопровождается усадочными деформациями. Для их устранения и обеспечения более плотного контакта между формирующимся цементным камнем, обсадной колонной и горной породой необходимо введение в состав тампонажного раствора расширяющей добавки. Обосновано использование материалов на гидроалюминатной основе, в качестве которого предлагается отход переработки нефелинов, который представляет собой ненасыщенный твердый раствор ангидрида угольной или серной кислоты в четырехкальцие-вом гидроалюминате общей формулы: 4СаО • хА120з • C02(S03) • (11-12) Н20, где х=0,25-1,25. Массовая доля оксида алюминия карбоалюминатной добавки не менее 16%, массовая доля примесных фаз не более 30%, гидро-ксида кальция не более 5%, водорастворимых щелочных оксидов (Na20 и К20) не более 1%. Дисперсность гидрокарбоалюминатной добавки сквозь сито с сеткой № 008 по ГОСТ 358473 составляет не менее 90% от массы пробы. Действие данной добавки основывается на химическом взаимодействии гидрокарбоалюмината кальция и гипса с образованием эттрингита, который способствует расширению твердеющей системы.

Таблица 3

Пло ¡цадь Сква жина Диаметры эксплуат. колонны долота глубина спуска Сведения о тампонажпом растворе Результаты оценки качества цементирования по данным акустической цементометрии в интервале тампонажного раствора, обработанного ускорителем сроков схватывания

вид тампонаж матер. % содержание солевой композиции плотность жесткое жесткое частично частичное частичное плохое плохое плохое отсутствует отсутствует

М % М % М % М % М % М % М %

Ев-Яхин-ская 152 0,168; 0,216 3450 ЦБР Солев. комп., 8 1520 278 57 170 85 30 6 10 2

154 0,168; 0,216 3360 ЦР Солев. коми., 8 1800 678 48,4 262 18,7 461 32,9

351 0,168; 0,216 3134 ЦР Солев. Комп., 8 1800 717 41,4 352 20,5 325 18,8 338 19,5

343 0,144; 0,216 ЗОЮ ЦБР 1510 308 88,3 40 11,7

345 0,168; 0,216 • 3194 ЦР 1840 334 54,9 189 31 86 14,1

Уренгойское 1580 0,168; 0,216 2788 ЦР Солев. Комп., 7 1860 1470 93,1 14 0,9 9

Исследованы реологические свойства тампонажных растворов предложенных рецептур и их влияние на давление в затрубном пространстве и цементировочной головке. С применением в качестве облегчающей добавки микросфер достигается существенное снижение гидродинамического давления (на 2,7 МПа при глубине скважины 1419м) по сравнению с цементно-вермикулитовыми смесями.

В табл. 4 частично представлены результаты проведенных экспериментальных исследований по изучению физико-механических свойств предлагаемого состава облегченного тампонажного раствора, названного ОТРАМС.

Анализ результатов показывает, что при существенном снижении плотности тампонажного раствора прочностные свойства камня превышают требования отраслевых стандартов на облегченные растворы.

Таблица 4

Физико-механические свойства облегченного тампонажного

раствора ( камня) на основе газонаполненных микросфер.

Состав тампонажного Темпе- Параметры раствора (камня)

раствора, % ратура

тверде- Плот- Расте- Сроки Прочность камня МПа

микро- СаСЬ В/Т ния,0 С ность, кае- схватывания, ч в возрасте

сфер Кг/мЗ мость, См - мин.

начало конец 1сут. 2сут. Зсут.

10 12 0,8 45 1340 20 1-15 2-00 1.0 1,5 2,9

5 12 0,6 20 1580 18 1-00 1-40 1,0 1,1 2,4

15 - 0,6 45 1160 13 8-10 9-20 0,9 1,5 2,9

15 8 0,8 20 1180 18 5-15 5-50 0,2 1,5 1,7

20 8 0,6 20 1220 н/т 2-20 3-10 1,0 1,1 1,3

5 6 0,8 50 1450 25 1-10 1-50 0,8 1,3 2,6

20 6 0.6 50 1100 н/т 0-30 0-50 0,9 1,6 1,8

5 4 0,8 70 1440 25 1-45 2-00 1,3 2,2 4,2

20 4 0,8 70 1060 20 4-00 4-50 0,8 1,3 2,0

5 4 0,5 20 1570 18 2-30 3-00 1,5 2,9 3,1

5 4 0,5 5 1570 18 4-40 5-40 1,1 1,3 2,0

5 0 0,5 20 1540 18.5 10-00 12-40 1,5 2,2 4,0

В табл. 5 приведены некоторые результаты исследований физико-механических свойств предлагаемой композиции. Следует отметить, что здесь

Таблица 5

Физико-механические свойства облегченного расширяющегося тампонажного материала на карбоаллюминатной основе

№ № пп Состав раствора, весовых частей Температура, тверде-0/-1 ния, С Плотность, кг/м3 Растека-емость, см Сроки схватывания, ч-мин Прочность цементного камня, МПа в возрасте Объем расширения, %

начало конец 1 сут. 2 сут. 3 сут.

1 0,94Ц+0,02МС+0,02ГКА+ 0,02Г+0,5Р 4%СаС12 20 1650 23 4-15 4-50 2,9 3,8 5 0,2

2 0,88Ц+0,04МС+0,04ГКА+ 0,04Г+0,55В 20 40 1520 1520 24 20,5 8-20 5-10 10-10 6-00 1,6 4 3,7 4,2 4,3 4,7 0,33 0,16

3 0,86Ц+0,06МС+0,04ГКА+ 0,04Г+0,6В 20 40 1420 1420 25 23 11-45 4-45 13-35 5-50 1,1 3,5 2,6 3,9 3,1 4,5 0,24 0,09

4 0,86Ц+0,06МС+0,04ГКА+ 0,04Г+0,6Р 4% СаСЬ 20 1430 24,5 5-20 6-00 1,5 2 2,6 0,27

5 0,94Ц+0,02МС+0,02ГКА+ 0,02Г+0,5В 20 40 1640 1640 22 22 8-25 3-40 9-55 4-55 2 4,5 4,5 6,2 6,6 7,1 0,16 0,11

6 0,90Ц+0,02МС+0,04ПСА+ 0,04Г+0,5Р 4% СаСЬ 20 1650 23 4-15 4-40 2,6 3 5 0,21

ю

45

Примечания: Ц - портландцемент; МС - облегчающая газонаполненная кремнеземистая добавка (микросферы); ПСА - гидрокарбоалюминат; Г - глинопорошок; Р - водный раствор п % хлористого кальция; В - вода затворения.

приводятся данные по облегченным тампонажным растворам, где введение облегчающих добавок, приводит к уменьшению количества вяжущего-и, естественно, к снижению интенсивности контракционных явлений. Однако, даже и в этом случае объемное расширение составляет 0,11-0,33%. Экспериментальными исследованиями было установлено, что прочностные свойства сформированного камня превышают требования ОСТ на облегченные цементы, а в некоторых случаях, даже требования ГОСТ 158191 на тампонажный раствор. При затворении на водном растворе хлористого кальция объемное расширение выше, чем просто на технической воде. Это вполне объяснимо, поскольку в этом случае возможно образование гидрооксихлоридов кальция. Последние также гидратируют с увеличением в объеме. Повышение температуры твердения снижает интенсивность объемных деформаций.

Таким образом, результатами экспериментальных и теоретических исследований была установлена эффективность предложенных добавок.

Все рецептуры опробованы в лабораторных условиях и внедрены при цементировании обсадных колонн. (См. табл.5)

Опытно-промышленное внедрение разработанных рекомендаций осуществлялось на различных месторождениях, разбуриваемых буровым предприятием Тюменбургаз.

Для оценки эффективности предложенных рекомендаций взяты соседние скважины, зацементированные по ранее принятой технологии це-ментно-вермикулитовым составом.

Анализ полученных результатов (табл. 6) позволяет однозначно судить о преимуществе предложенных рекомендаций.

В четвертом разделе изложены постановка и решение задач, связанных с сохранением коллекторских свойств продуктивных горизонтов при их первичном и вторичном вскрытии.

Проведен анализ факторов, влияющих на продуктивность нефтяных и га-

зовых скважин и надежность разобщения пластов, рассмотренных ранее Амияном В.Д., Ангелопуло O.K., Булатовым А.И., Городновым В.Д., Гай-воронским И.М., Жигачем К.Ф., Жуховицким С.Ю., Зельцером П.Я., Зозулей Г.П., Касперским Б.В., Касьяновым Н.М., Кистером Э.Г., Клюсовым A.A., Конесевым Г.В., Коноваловым Е.А., Котяховым Ф.И., Кошелевым А.Т., Кошкаровым Н.Г., Крезубом А.П., Кузнецовым Ю.С., Липкесом М.И., Мавлютовым М.Р., Мамаджановым У.П., Медведским Р.И., Мухиным Л.К., Овнатовым Г.Т., Овчинниковым В.П., Паусом К.Ф., Пеньковым А.И., Подгорновым В.М., Рябоконь С.А., Рябченко В.И., Спиваком А.И., Токуновым В.И., Хейфецом И.Б., Шариповым А.У., Яковенко В.И., Яре-мийчуком P.C., и другими исследователями.

Степень воздействия факторов, показанных в этих работах, различна и зависит от физико-химических свойств бурового раствора и пластового флюида, перепада давления в системе «скважина-пласт», коллекторских свойств продуктивного пласта и его литологической характеристики, времени воздействия раствора.

Анализ современных представлений о механизме воздействия буровых растворов на продуктивные горизонты, представленных гранулярными коллекторами, показывает, что при целенаправленном выборе фракционного состава дисперсной фазы раствора глубина кольматационного слоя составляет 2-20мм, а влияние его на проницаемость ПЗП в процессе вызова притока вполне устранимо путем перфорации или растворения твердой фазы кислотными обработками.

Разработана методика, реализующая комплексный подход к изучению процессов влияния буровых растворов на проницаемость коллекторов, позволяющая оценить возможное снижение продуктивности пластов и обоснованно выбрать тип и регулировать свойства раствора.

Исследования выполнялись в два этапа и заключались в следующем. На модернизированной установке УИПК-1М, позволяющей создать

Таблица 6

Сведения о результатах цементирования скважин

№ № сква- Тип об- Наличие Выход це- Рабочее Давление Меж-

пп жины легченной поглоще- ментного давление в "стоп", колонное Примечания

смеси ний при продавли- вании раствора на устье конце продав ливания, МПа МПа давление, МПа

1 1130 цвс + - 10,5 13,5 первая экспл. скважина месторождения

2 1131 ч + + 12,0 14,0 выход 2м3 с р=1520 кг/м3

3 1132 + - 12,0 15,0 циркуляция пропала на 27м3 продавки

4 1024 + - 13,2 15,5 0,42

5 1133 -" - + - 11,0 15,0

6 1134 + - 15,0 20,0

7 1135 . + + 12,5 15,0 применяли ГДК

8 1136 (( + + 13,5 17,0

9 1091 -" - + - 11,0 14,5

10 1092 цвс + - 10,0 14,0

11 1103 -" - - + 14,0 16,0 0,2

12 1093 OTP AMC + 11,5 15,0 выход 1м3 с р=1480 кг/м3

13 1094 - + 9,5 13,0 выход 4м3 с р=1490 кг/м

14 1095 - + 9,5 12,0 выход Зм3 с р=1490 кг/м3

15 1101 -" - - + 9,8 12,5 выход 4м3 с р=1480 кг/м3

16 1006 - + 10,9 15,0 выход З,5м3 с р=1500 кг/м3

17 1022 - + 10,8 14,0 выход 4м3 с р=1500 кг/м3

18 1116 u - + 9,8 13,0 выход 4м3 с р=1510 кг/м3

19 1115 - + 12,0 16,0

20 1114 - + 11,0 15,0 выход З,5м3 с р=1510 кг/м3

21 1111 - + .9,9 13,0

22 1112 -" - - + 10,6 13,5 выход Зм3 с р= 1510 кг/м3

23 1025 It - + 11,5 13,0 выход Зм3 с р=1490 кг/м3

24 1026 1 + 11,0 12,5 выход З,5м3 с р=1460 кг/м3

Примечания: " + " - наличие поглощении и выхода на устье; " - " - отсутствие поглощений и выхода на устье

режимы статической и динамической фильтрации, при циркуляции раствора с линейной скоростью 0,8 м/с, изучалась кинетика фильтрации раствора через образцы песчаников при чередовании циклов «динамика (циркуляция) - статика». По результатам исследований рассчитывалась зона кольматации коллектора твердой фазой раствора и определялись значения удельной фильтрации растворов в каждом режиме, характеризующие кольматирующие, коркообразующие свойства растворов, возможный объем отфильтровавшийся водной фазы при длительном воздействии..

На основании полученных результатов рассчитывался радиус проникновения фильтрата за время от момента вскрытия пласта до цементирования колонны.

На втором этапе исследований оценивалось влияние фильтратов буровых растворов на коэффициент восстановления проницаемости неф-тенасыщенных песчаников с учетом глубины их проникновения и исходных коллекторских свойств образцов.

По результатам второй стадии исследований определялась величина отношения продуктивности (ОП) — количественный показатель, указывающий отношения фактической продуктивности к потенциально возможной.

Решая задачу получения систем буровых растворов, обеспечивающих максимально возможное сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов в процессе бурения и разобщения продуктивных пластов, актуальным является создание технологий управления фильтрационными свойствами буровых растворов, направленной на формирование единого гидроизоляционного экрана низкой проницаемости и ограничивающего проникновение фильтратов в пласт в процессе первичного вскрытия.

Были выполнены исследования по созданию рецептур и изучению гидроизолирующих свойств систем с использованием таких волокнистых материалов как шлам-лигнин и торф. Перспективность данных систем

обуславливается сочетанием их экологической безопасности, не высокой стоимости, возможности регулирования фильтрационных свойств в широких пределах.

Характеристики кольматирующей и коркообразующей способности испытанных растворов приведены в табл. 7.

. Анализ кинетики фильтрации растворов в циклах «динамика - статика» показывает, что рассмотренные системы (табл. 7) характеризуются наибольшими показателями удельной фильтрации в первом цикле динамики, т.е. в момент вскрытия пласта первым долблением проникновение водной фазы проницаемость происходит наиболее интенсивно. В случае прекращения циркуляции наблюдается снижение фильтрации в основном за счет образования корки на поверхности коллектора, которая имеет более низкую (в 300-500 раз) проницаемость по сравнению с кольматационным слоем в коллекторе.

В результате исследований автором установлено, что сформированные фильтрационные корки не подвержены эрозионному размыву при повторной циркуляции АСГР, а незначительное увеличение показателя Фуд.дин.2 в начальный период объясняется смыванием верхних, более рыхлых слоев корки.

После 2-3 циклов воздействия АСГР в режимах «динамика-статика» показатели удельной фильтрации стабилизируются и незначительно изменяются во времени вследствие уплотнения корки.

Исследования кольматирующих и коркообразующих свойств соле-насыщенных буровых растворов на основе шлам-лигнина и торфа показали их высокую гидроизолирующую способность в отношении песчаников проницаемостью 0,06-1,0 мкм2. Данные системы могут быть рекомендованы, в первую очередь, для ограничения глубины проникновения фильтрата при вскрытии низко проницаемых песчаников.

С целью получения количественных показателей влияния разрабо-

тайных растворов на снижение продуктивности нефтенасыщенных пластов изучено влияние фильтратов АСГР на коэффициент восстановления проницаемости и рассчитаны параметры отношения продуктивностей ОП. С целью сравнения аналогичные исследования и аналитические расчеты выполнены при фильтрации пресной воды и насыщенного водного раствора ЫаС1, не содержащего полимерной добавки.

Установлено, что проникновение любого из рассмотренных фильтратов в нефтяной коллектор значительно снижает его фазовую проницаемость. например, в песчаниках с = 0,50мкм2 при град. Р=0,06 МПа/см

коэффициент (3 не превышает 50%; при град. Р=0,01 МПа/см (удаленная зона пласта) коэффициент [} составляет для раствора ЫаС1 всего 11%, для фильтрата АСГР - 15% и пресной воды - 19%.

Степень очистки коллекторов зависит от их проницаемости, состава фильтрата и град. Р. Для песчаников К^ = 0,16-1,1 бмкм2, в случае вытеснения нефтью насыщенного раствора №С1, получены наименьшие значения коэффициент р=25-50%. Наличие в фильтратах АСГР 0,1-0,2% КМЦ приводит к снижению величины отступающего угла смачивания и позволяет повысить коэффициент Р на 7-13% по сравнению с рассолом ИаС1.

Полученные зависимости коэффициент восстановления проницаемости от градиента давления позволили качественно оценить влияния фильтратов и отражают изменение проницаемости пласта в области проникновения водной фазы согласно характеру распределения давления по пласту. Поэтому для условий плоскорадиалыюй фильтрации нефти были рассчитаны значения параметра отношения продуктивностей (ОП). Для оценки корректности выбранного методического подхода к решению проблемы прогнозирования продуктивности пластов в случае проникновения фильтратов буровых растворов на водной основе результаты исследований

Таблица 7

Результаты исследований фильтрации различных по составу растворов через образцы песчаников

Составы испытанных рас- Коллекторские свой- Фиги. см3 Ьзоны Удельная фильтрация, см^/час Толщи- Содержа-

творов ства образцов керна кольма- см на кор- ние КМЦ

т0, Кв.о.. тгаЬс Л пр, МКМ тации, Дин 1 Стат 1 Дин 2 Стат 2 ки, мм в фильт-

% % мм рате, %

1 Рассол ЫаС1 12.4 24.0 0.047 0.4 10 0.18 0.06 0.12 0.05 Гель 0.3

+1%асбеста 17.6 14.0 0.56 0.6 120 0.12 0.05 0.06 0.05 -«- 0.4

+1% КМЦ-700 16.3 7.0 2.5 4.0 боль50 0.08 0.03 0.03 0.03 -«- 0.37

2 Рассол №С1+1%А12 8.0 13.2 0.06 0.1 0.14 0.06 0.02 0.03 0.02 0.5 0.1

(804)з+1% асбеста 11.0 8.0 0.58 0.5 13 0.09 0.03 0.03 0.03 0.4 0.2

+0,4% ИаОН 16.7 4.2 2.0 1.1 25 0.1 0.03 0.04 0.03 0.5 0.2

+2% КМЦ-700 15.1 7.0 2.2 0.8 21 0.1 0.015 0.02 0.02 0.4 0.3

3 Рассол №С1+2%КМЦ- 12.5 16.0 0.09 0.3 8 0.15 0.03 0.03 0.03 1.0 0.13

700+1% А12(804)З+1% 14.0 8.0 0.34 0.3 8 0.1 0.03 0.03 0.03 1.0 0.1

асбеста+0,4% ИаОН 16.8 5.0 1.85 1.2 27 0.08 0.02 0.03 0.02 0.8 0.1

4 Рассол №С1 12.0 20.0 0.052 0.5 13 0.18 0.03 0.03 0.03 0.8 0.1

+1,5% КМЦ 13.0 8.0 0.5 1.0 26 0.14 0.03 0.03 0.03 0.8 следы

0,75% А12(30<|)з+1% асбеста +0,4%К,аОН 14.2 5.5 1.84 1.2 28 0.1 0.02 0.02 0.02 0.6 следы

5 Рассол ЫаС1+1% КМЦ 10.0 21.0 0.071 1.0 27 0.14 0.04. 0.05 0.04 0.2 0.2

0,5% А12(804)з+1% асбеста+0,2% МаОН 16.1 6.0 2.26 2.3 52 0.11 0.05 0.05 0.05 0.3 0.16

6 АСГР отобранный при вскрытии пластов в 8.6 13.2 17.8 14.8 0.034 0.361 0 0.2 0 5 0.18 0.19 0.03 0.04 0.03 0.03 0.03 0.03 1.0 1.0 _ 0.1 0.1

скв.20402 Маччобинской 15.1 - 1.564 0.1 2 1.13 0.02 0.02 0.02 1.0 0.1 •

(состав №3)

ы

о\

сопоставлялись с промысловыми данными. При анализе использовались промысловые материалы по скважинам, в которых отобран представительный керновый материал, а влияние вторичных методов вскрытия пластов было минимальным за счет проведения перфорации в среде нефти или перфорации при снижении уровня.

Сопоставление прогнозных значений ОП с фактическими, определяемыми отношением проницаемости пласта по ГДИ к средней проницаемости по керну, показало их удовлетворительную сходимость.

При проведении перфорационных работ широко используют водные растворы хлоридов кальция и натрия. В этой связи представлял интерес оценить возможность использования солевой композиции для этих целей. Результаты лабораторных исследований по оценке совместимости водного раствора солевой композиции с пластовыми водами показали, что его взаимодействие с ними не вызывает каких либо изменений в системе «скважина-пласт». Изучение влияния на коллекторские свойства пласта (изменение проницаемости) показало, что снижение проницаемости при применении солевой композиции находится в пределах 3-9%, что несколько ниже по сравнению с водными растворами хлористого кальция (8-20%) и хлористого натрия (9-18%).

Анализ известных технологий, рецептур жидкостей для предупреждения и ликвидации поглощений показал перспективность применения по-лимерсолевых композиций. Это обусловлено, прежде всего, возможностью их использования в качестве буровых жидкостей. После вскрытия зоны поглощения ствол скважины может быть обработан специальной жидкостью, например водным раствором солей. При их взаимодействии с поровой жидкостью (поступившим в поровую структуру буровым раствором или его фильтратом) происходит сшивка макромолекул полимера с образованием агрегатов, которые, кольматируя поровые каналы, снижают прони-

цаемость пласта. Данная технология может быть рекомендована и для изоляции водоносных горизонтов при проведении вторичного вскрытия. В качестве полимера рекомендовано применение полимеров акрилового ряда, а для сшивки молекул солевые растворы хлорида кальция и натрия. Физико-механические свойства некоторых базовых полимер-солевых растворов фирмы ТВ8-Вппас1 представлены в табл. 8,9.

Таблица 8

Состав раствора

Состав Содержание компонентов в растворе плотностью, kt/mj

1260 1320 1440 1500

Раствор NaCl м3 0,94 0,88 0,75 0,69

Brigesal- Plus кг/м' 142,0 114,0 86,0 86,0

FL - 7 Plus кг/м"* - 5,7 11,4 11,4

Brinewate - А кг/м3 - 163,0 467,0 600,0

Таблица 9

Свойства раствора

Параметр Значение для раствора плотностью, кг/и1

1260 1320 1440 1500

Пластическая вязкость, 10 Па с 20 30 62 70

Дин. напр. сдвига, Па 12 17 31 35

СНС 10 сек, Па 3 4 5 5

СНС 10 мин, Па 5 5 7 7

Показатель pH 7,6 7,4 7,1 7,2

Показатель фильтрации, мл/ЗОмин 15,0 15,0 16,0 17,0

Результаты исследований по изучению влияния солевой композиции в сравнении с другими наиболее применяемыми в практике бурения электролитами на процессы гелеобразования полимеров представлены в табл.10.

Следует отметить, что различные виды полимеров формируют геле-образную структуру в зависимости от вида окружающей среды.

Таблица 10

Влияние электролитов на процессы гелеобразования полимеров_

Вид полимера Вид электролита Кол-во электролита, см3 Состояние смеси Поведение геля в Время гелеобразования, мин Устойчивость геля Экспертная оценка

минеральной среде углеводородной среде

ГПА А (ДК Drill) КФВК 50 Желеобразная форма 50 0,02 3

СК 50 Без изменения - - 1

MN(N03)2 80 Без изменения - - 1

КФВК MN(N03)2 65 200 Без изменения -- - 1

СК MN(N03)2 50 90 Без изменения - - 1

ГИПАН КФВК 30 Волокнистый гель Гель затвердевший Гель пластичный 15 0,18 5

СК 60 Плотный комок геля Гель упрочненный Гель пластичный 10 0,2 5

MN(N03)2 200 Плотный гель Гель упрочненный Гель упрочненный 13 0,15 4

КФВК MN(N03)2 55 10 Без изменения - - 1

СК MN(N03)2 50 35 Вязкопластич-ный гель Гель упрочненный Гель пластичный 11 0,19 5

УЩР КФВК 50 Вязкопластичный гель 23 0,62 5

СК 50 Без изменения - - 1

MN(N03)2 100 Без изменения - - 1

КФВК MN(N03)2 10 10 Желеобразная форма 30 - 3

СК MN(N03)2 В различных концентрациях Без изменения - 1

Примечания: ГПАА (DK Drill) - 2% раствор гидролизованного полиакриламида; ГИПАН - 10% раствор гид-ролизованного полиакрилнитрила; УЩР - 40% раствор углещелочного реагента; КФВК - 45% раствор кремнефтор-водородистой кислоты; МЫ(>Юз)2 - 5% раствор нитрата марганца; СК - 30% раствор солевой композиции.

При одном составе формируется прочный и герметичный изоляционный материал против водоносного горизонта, а против углеводородосо держащего - пластичный и проницаемый, не требующий перфорационных работ. Это позволяет использовать полученные результаты для селективного разобщения вскрываемых пород, а именно: против водоносного горизонта рекомендовать состав, который не изменял бы своих свойств в течении длительного времени, а против продуктивного нефтяного горизонта -наоборот, что значительно бы сократило затраты материалов и времени при вторичном вскрытии.

Немаловажным значением для повышения качества вскрытия продуктивных пластов является разработка тампонажных растворов с низкой водоотдачей. Наиболее эффективным путем снижения водоотдачи признан ввод специальных добавок, как правило, на основе высокомолекулярных соединений. В буровой практике наиболее широко используются реагенты, относящиеся к классу полисахаридов (МЦ, ОЭЦ, КМЦ, крахмал и другие), акриловых полимеров (ПАА, метас, гипан, М-14), а также полиэтиленок-сид (ПЭО), поливинил-ацетат (ПВА), поливиниловый спирт (ПВС), моно-аллиламин (МАА), полиамины и другие. Индифферентность ряда полимеров из класса эфиров целлюлозы в отношении составляющих цементного клинкера и кристаллических новообразований объясняется наличием не-ионогенных (например, метаоксильных, оксипропильных) групп, не взаимодействующих с реакционноспособными центрами цементных частиц (Са2+, А13+ и др.).

Нами совместно с В.Г. Татауровым изучено влияние оксиалкиловых эфиров целлюлозы на фильтрационные и физико-механические свойства тампонажного раствора и формирующегося из него камня на основе портландцемента. Исследованы оксиэтилцеллюлолозы (ОЭЦ), выпускаемые фирмами Heochst (Tylose ЕНМ, ЕНН, EH, Н20Р), Hercules (Natrosol 250

вЛ, МВЯ.ННВЯ, Н4ВЯ) и отечественный вид - Сульфацелл. По результатам исследований предложен следующий механизм снижения фильтрационных свойств тампонажных растворов при вводе ОЭЦ. Макромолекулы ОЭЦ, обладая высокой устойчивостью к ионам кальция за счет оксиэтиль-ных групп, способны к набуханию и связыванию свободной воды тампо-нажного раствора. Набухание ОЭЦ сопровождается значительным увеличением размеров макромолекул и повышением вязкости дисперсионной среды. Сравнение вязкости растворов ОЭЦ, растворенных в 40% водном растворе хлорида кальция, и в пресной воде при равных концентрациях полимера показало, что солевой раствор имеет более высокую вязкость.

Это позволяет предположить, что в цементном растворе, дисперсионная

2-

среда которого насыщена ионами Са , идет укрупнение макромолекул

\

ОЭЦ за счет взаимодействия ионов кальция с двумя полимерными цепями через гидроксильные группы. Индифферентность молекул ОЭЦ к адсорбционным центрам кристаллов клинкера цемента и слабая связь с их поверхностью за счет ван-дер-ваальсовых сил обуславливает фильтрацию макромолекул ОЭЦ из тампонажного раствора под действием перепада давления.

Макромолекулы полимера, при фильтрации дисперсионной среды, содержащей ОЭЦ, адсорбируются на поверхности и в сужениях пор проницаемой перегородки (фильтра), снижая проницаемость.

Дополнительная кольматация фильтрационной корки, очевидно, осуществляется коллоидными частицами продуктов гидратации цемента с последующей коллоидацией и структурообразованием. Установлено, что у тампонажных составов с добавкой ОЭЦ фильтрационные свойства снижаются, достигая к началу "зависания" показателя отличающегося от начального в 3-10 раз.

Исследование факторов, приводящих к прорыву пластовой воды в заколонном пространстве, проводилось путем моделирования скважинных

условий. Переток между двумя близкозалегающими разнонапорными пластами при формировании цементного камня наиболее вероятен в период "зависания" твердой фазы. В этот период возможность перетока определяется разностью пластового давления между смежными проницаемыми пластами и наличием открытой пористости формирующегося цементного камня. Исследования производились на пресс-фильтре фирмы "Baroid", в который устанавливался металлический цилиндр, имитирующий обсадные трубы. Соотношение между внешним диаметром цилиндра и внутренним прибора соответствовало соотношению обсадных труб 146 мм к долоту 215,9 мм. После перемешивания в течении 2 часов, что соответствует времени цементирования, тампонажный раствор заливался в прибор. По отдельной пробе определялось условное время "зависания", и в прибор подавалась вода под избыточным давлением 0,7 МПа. Принятый градиент прорыва составил 10 МПа/м, что превышает реальные градиенты давления между пластами.

По результатам проведенных исследований выбран наиболее эффективный, с точки зрения снижения фильтрации и обеспечения требуемых технологических и прочностных свойств тампонажного раствора камня вид оксиэтилцеллюлозы - Tylose EHM. Как следует из таблицы, оптимальное содержание реагента находится в пределах 0,3-0,5%. Физико-механические свойства исследуемых полимерцементных растворов представлены в табл. 11.

Таблица 11.

Физико-механические свойства полимерцементных тампонажных раство-

ров.

№ пп Состав раствора, мае. % Плотность, кг/м3 Расте-кае-мость, см Прочность (2сут.), МПа Сроки схватывания, ч-мин Время загус-тева-ния, ч-мин Водоотдача, см3/30 мин

пцт ОЭЦ (марка) СаС12 ЛСТП начало конец

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

NATROSOL 250

I 100 0,7 (GR) 2 0,1 1800 21,5 4,50 5-00 6-50 2-30 11,5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

2 100 0,4 (ННВК) 2 0,1 1860 15,0 4,98 2-35 3-50 1-15 21,5

3 100 0,5 (МВ11) 2 0,1 1810 16,0 4,75 5-50 8-00 1-30 27,0

4 100 0,4 (Н4ВЯ) 2 • 0,1 1830 16,0 3,34 2-40 5-20 1-20 24,5

ТУШЭА

1 100 0,5 (ЕНМ) 3 - 1840 18,0 2,90 6-50 8-50 2-30 15,0

2 100 0,3 (ЕНМ) 3 1850 22,0 4,80 4-40 6-30 3-30 22,0

3 100. 0,5 (ЕНЬ) 2 - 1830 18,0 3,90 6-25 8-25 5-00 21,0

4 100 0,3 (ЕНН) 2 - 1840 19,0 2,90 7-00 9-00 4-50 52,0

5 100 0,7 (Н20Р) 2 - 1830 20,0 2,60 >8-00 >10-00 8-40 72,0

Примечания: 1. Во всех случаях В/Т = 0,5;

2. ЛСТП - лигносульфанат технический порошковый, применялся в качестве пластификатора.

Пятый раздел посвящен научному обоснованию и разработке оригинальной технологии управления процессами, происходящими при превращении тампонажного раствора за обсадной колонной в тампонажный камень.

Анализ исследований показывает, что из этапов крепления скважин период ОЗЦ является недостаточно изученным и наиболее опасным с точки зрения вероятности проявления движущих сил флюидов и образования флюидопроводящих каналов в заколонном пространстве.

На основе промысловых материалов даны объяснения различным типам нарушения целостности камня, определены меры по минимизации негативного влияния процессов происходящих в тампонажном растворе в

период ОЗЦ на крепь скважины. Обоснована необходимость комплексного и направленного влияния на формирование тампонажного камня его контактных зон в период ОЗЦ посредством гидроударного воздействия, а также способ для реализации этого процесса.

В качестве мощных излучателей для создания гидроударного воздействия во многих случаях применяют (электрогидроимпульсные) электроразрядные устройства, в дальнейшем, ЭГУ, реализующие высоковольтный разряд в жидкости.

Значительный вклад в развитие теории разрядно-импульсных технологий внесли О.Д. Антоненко, Ф. Боудан, Г.А. Гулый, Я.Б. Зельдович, Е.В. Кривицкий, B.C. Комельков, Р. Коул, П.П. Малюшевский, К.А. Наугольных, И.З. Окунь, Г.А. Остроумов, Т.И. Покровский, H.A. Рой, К.П. Станюкович, И.С. Стекольников, В.А. Ушаков, Ф. Фрюнгель, Д.А. Юткин, Ю.Н. Яковлев и др. Однако, собственно разряд и эффективность работы ЭГУ в условиях скважин, где оказывается влияние множества факторов, пока изучены недостаточно.

Существующие исследования и представления недостаточны, не всегда точно отображают процесс, а иногда и противоречивы. В связи с этим в работе проанализированы, обобщены и дополнительно исследованы физико-технические аспекты применения высоковольтного разряда в скважинах с целью обеспечения эффективного гидроударного воздействия ЭГУ на тампонажный раствор в период ОЗЦ.

Наименее изученной является стадия формирования разряда, которая при определенных обстоятельствах определяющим образом влияет на эффективность электроразряда. Пока отсутствуют аналитические зависимости или математические модели, позволяющие определять основную характеристику стадии формирования разряда - предпробивные потери. С другой стороны, результаты исследований позволяют сделать следующие выводы: повышение гидростатического давления увеличивает электриче-

скую прочность жидкостей и время пробоя, при этом существует область давлений от 0 до 5-10 МПа, в которой темп роста электрической прочности наиболее высок; повышение электропроводности снижает электрическую прочность жидкостей, при этом в области средних электропроводностей при атмосферном давлении эта зависимость имеет слабо выраженный характер; увеличение температуры снижает электрическую прочность; более высокие напряженности электрического поля и скорости их изменения ослабляют зависимость электрической прочности и времени пробоя от давления, электропроводности и температуры; неоднородность электрического поля снижает пробивное напряжение по отношению к однородному; полярность электродов при изменении давления влияет на пробивное напряжение таким образом, что для отрицательного острия с ростом давления пробивное напряжение начинает превышать напряжение пробоя для положительного; дегазация жидкости и электродов ослабляет зависимость электрической прочности от внешнего давления. Для снижения энергетических потерь на стадии формирования разряда в условиях скважин, в соответствии с полученными выводами, необходимо создавать более высокие напряженности электрического поля с более выраженной неоднородностью его и скоростью нарастания поля в межэлектродном промежутке.

Канальная стадия развития разряда является более изученной. В настоящее время существует математическое описание динамики канала разряда с достаточной точностью подтверждающееся результатами экспериментальных работ. Математическая модель включает: уравнение баланса энергии в канале разряда; уравнение разрядного контура; зависимость удельной электропроводности плазмы от давления; уравнение активного сопротивления канала разряда; уравнение движения границы канала. Но как и в предыдущем случае, модель не учитывает влияния скважинных условий и, в первую очередь гидростатического давления, на развитие канальной стадии разряда. Экспериментальные исследования, также не дают

полного ответа на этот вопрос, а некоторые результаты их противоречивы.

И, наконец, послеразрядная стадия, которая некоторыми исследователями классифицируется как пассивная. Однако с позиций акустического воздействия эта стад™ может вносить вклад в полезную работу соизмеримый или даже превышающий эффект воздействия от первичных волн давления и это требует учета этой стадии. Однако известно, что с ростом гидростатического давления действие послеразрядной стадии ослабляется и при давлении 10-15МПа исчезает.

В связи с вышеизложенным, мною совместно с Н.И. Ковязиным, на лабораторном стенде, разработанным и изготовленным в институте импульсных процессов и технологий (ИИГТГ) HAH Украины выполнена оценка эффективности электроразряда реализуемого в скважинах существующими ЭГУ и проведен поиск путей повышения эффективности применения высоковольтного разряда скважинах. Приведены методика и результаты исследований по оценке эффективности разряда на острийной электродной системе (ЭСОП), заложенной в конструкцию существующих ЭГУ.

Рост гидростатического давления и снижение проводимости жидкости разряда приводят к значительному падению эффективности разряда реализуемого на ЭСОП. При этом падение эффективности разряда для сред умеренной проводимости (техническая вода) происходит в большей степени за счет уменьшения межэлектродных промежутков для обеспечения пробоя жидкости, а для повышенной проводимости (глинистый раствор, раствор хлористого кальция) за счет существенного увеличения предпробивных потерь запасенной энергии. Влияние температуры на эффективность разряда сказывается в основном через повышение проводимости жидкости разряда. Увеличение энергоемкости разряда за счет изменения емкости накопителя энергии оказывает заметное влияние на величины генерируемых давлений при больших проводимостях жидкости разря-

да.

Проанализированы причины снижения эффективности работы ЭГУ с ростом глубины скважины и проводимости жидкости разряда. Показано, что низкая эффективность преобразования электрической энергии в механическую, кроме внешних условий разряда, во многом обусловлена недостатками ЭСОП. Это резкое снижение напряженности электрического поля в межэлектродном промежутке из-за электроэрозии металла острийного электрода в процессе работы, значительных токов утечки из-за существенной площади оголенной части электрода. В связи с этим возникает необходимость в поиске путей повышения эффективности электроразряда в скважине.

Возможности повышения эффективности разряда за счет внешних условий разряда весьма проблематичны, за счет изменения характеристик разрядной цепи ограничены из-за конструктивных возможностей ЭГУ применительно к скважине. Наиболее вероятный путь решения проблемы -совершенствование электродной системы.

Рассмотрены теоретические предпосылки создания эффективной электродной системы, которые включают рассмотрение физической сущности способа инициирования разряда посредством искажения электрического поля в области отверстия на диэлектрике, покрывающем анод и получение аналитического выражения для расчета напряженности поля

E = ii°.—(1) h R0,„+R,

где Uo- напряжение между электродами; толщина диэлектрического покрытия; RoTB- сопротивление объема жидкости, ограниченного стенками отверстия; R*- сопротивление объема жидкости, ограниченного стенками разрядной камеры.

Из выражения (1) видно, что если объем отверстия в диэлектрике существенно меньше объема разрядной, т.е. если R0TB» R«, то

Кота/(Котв+Кж)~ ^, и тогда напряженность поля в области отверстия определяется толщиной диэлектрического покрытия и может быть оценена по выражению:

(2)

Ь

Таким образом, локальное увеличение напряженности поля на электроде, покрытом диэлектриком с отверстием небольших размеров достигается за счет перераспределения зарядного напряжения в момент подачи его на электроды при Котв»Кж.

Это подтверждают и выполненные расчеты распределения электрического поля в межэлектродном промежутке, полученным методом электроаналогии. Для напряжения 30 кВ при диаметре отверстия 0,5Т0*3 м в диэлектрике толщиной 1 ■ I О"3 м и межэлектродном промежутке 30-10"3 м получено значение напряженности поля в области отверстия Е=2,8Т07 В/м. Для острийной же электродной системы при диаметре отверстия анода 2,5-10"3 м напряженность поля составляет лишь 6,15-Ю6 В/м.

С целью подтверждения изложенных выше предпосылок выполнены экспериментальные исследования электродной системы с анодом покрытым диэлектриком, в котором имеется отверстие (ЭСДН). Эффективность электродной системы оценивалась по предпробивным потерям запасенной в накопителе электрической энергии \УПП при гидростатическом давлении 50 МПа и разной проводимости жидкости разряда. Кроме этого оценивались: \УК -энергия выделившаяся в канале разряда; и„ - напряжение начала разряда (пробоя); Рт- амплитуда волны гидродинамического давления на стенках разрядной камеры; 1пп- время задержки пробоя. Результаты исследований приведены в табл. 12.

Выполненные исследования показали возможность создания эффективной электродной системы, а значит и ЭГУ для работы в скважинах на

больших глубинах.

Таблица12

ст, См/м Un,KB tan, мкс WK, кДж Рт.МПа Wim, %

0,02 29,9 6,21 1,34 43,52 0,74

0,06 28,1 8,48 1,19 39,44 12,0

0,2 24,8 10,43 0,92 35,19 31,5

0,5 17,0 13,74 0,46 24,22 77,9

1,0 КОРОННЫЙ РАЗРЯД

Выполненные исследования показали возможность создания эффективной электродной системы, а значит и ЭГУ для работы в скважинах на больших глубинах.

Важной проблемой при разработке технологии является решение задачи переизлучения гидроударного воздействия, создаваемого мощным, сложным по форме, импульсным сигналом, в тампонажный раствор.

Решению задач о нестационарном взаимодействии волн давления с обо-лочечными конструкциями посвящены исследования А.Г. Горшкова, Э.И. Григолюка, А.Н. Гузя, Б.В. Замышляева, Ю.С. Яковлева, E.H. Мнева, JI.K. Перцева, Л.И. Слепяна и др.

К числу наиболее исследованных объектов в динамике тонкостенных конструкций относятся цилиндрические и сферические оболочки, подверженные действию внешних ударных волн. Вопросы же взаимодействия внутренних нестационарных волн давления, генерируемых мощным источником сложного типа, например электроразрядного принципа, с деформируемой цилиндрической оболочкой, окруженной акустическими средами, остаются практически малоизученными. Такая задача, применительно к процессу гидроударного воздействия на тампонажный раствор в

условиях скважин решена совместно с Н.И. Ковязиным. Следует отметить, что созданная для решения этой задачи матмодель предполагает соосное расположение канала разряда источника возмущений и обсадной трубы и дает одномерное описание колебаний цилиндрической оболочки. Обоснована длина участка трубы, для которой справедливо такое описание. В практике же применения источников электроразрядного типа в скважине возможно параксиальное расположение канала разряда и трубы, а также под углом. При этом требуется описание колебаний оболочки еще и вдоль ее осевой линии. Это требует создания 3-х мерной математической модели. В связи с этим разработана математическая модель динамической системы, описывающей колебания цилиндрической оболочки окруженной акустическими средами при аксиально-симметричном, параксиальном расположении, а также повернутым на произвольный угол каналом разряда относительно оси симметрии трубы, и решена задача нестационарной гидроупругости оболочки для несимметричной внутренней волны давления, создаваемой источником электроразрядного типа.

Выполнены исследования с применением разработанной модели. Определены давления в тампонажном растворе при различных ориентаци-ях канала разряда относительно оси трубы. Установлено, что при параксиальном расположении канала разряда, давление в растворе выше, чем при аксиально-симметричной ориентации. При этом наибольшая величина его достигается при относительном смещении равном 0,5. Угловая ориентация канала разряда относительно оси трубы приводит к мало заметному изменению давления в растворе. Увеличение длины канала разряда, как в первом, так и во втором случае, приводит к большей разнице в величинах давления. по отношению к аксиально-симметричной ориентации канала разряда. Даны объяснения влияния ориентации канала разряда в цилиндрической оболочке на величины создаваемого давления в растворе. Приведены

результаты совершенствования технических средств и разработки технологии гидроударного воздействия на твердеющий тампонажный раствор применительно к геолого-технологическим особенностям Крайнего Севера.

Эффективность преобразования электрической энергии в механическую определяется в основном электродной системой. Как показали, выполненные нами исследования, острийная электродная система существующих ЭГУ имеет низкую эффективность преобразования энергии. В связи с этим, совместно с ИИПТ HAH Украины, разработана и применена для промысловых испытаний система с диэлектрической оболочкой (ЭС-ДО). Она, в отличии от электродной системы с диэлектрической накладкой, позволяет реализовать значительно большее количество разрядов за один спуско-подъем. Более высокая эффективность работы этой электродной системы по отношению к острийной достигается за счет резкого искажения электрического поля и, соответственно, повышения градиента напряженности его в головке трещины, образующейся в результате механического надрыва диэлектрического покрытия анода вдоль спиралевидной канавки, образованной на этом покрытии после каждого очередного разряда, а также за счет смещения канала разряда относительно оси симметрии трубы. Для создания условий инициирования начального разряда на покрытии анода выполнено сквозное отверстие.

Однако при использовании этого варианта электродной системы в скважине, не может быть достигнута эффективность преобразования электрической энергии в механическую полученную при проведении эксперимента, так как в скважине обеспечение оптимальной проводимости жидкости разряда (сг=0,02 См/м и выше), в качестве которой используется прода-вочная жидкость, представляет большие трудности. Наиболее близкой к оптимальной проводимости, из продавочных жидкостей применяемых при цементировании, является техническая вода (а »0,06 См/м).

Выполненные нами исследования работы ЭСДО в технической воде показали, что с ростом числа разрядов эффективность электродной системы начинает снижаться и при 2500 разрядах величина предпробивных потерь уже достигает 42,3% от запасенной в накопителе энергии, в то время как при первых разрядах величина предпробивных потерь составляет 10%. Исследования проводились при гидростатическом давлении 30 МПа. Увеличение предпробивных потерь мы объясняем увеличением оголенной площади анода в результате увеличения длины трещины вдоль спиралевидной канавки при росте числа разрядов. Встает вопрос, каким образом можно снизить предпробивные потери путем совершенствования этой электродной системы?

Разработаны технические решения по повышению эффективности работы ЭСДО. Первое решение это создание искусственной среды разряда, проводимость которой бли,зка к оптимальной. В конструкции электродной системы это обеспечивается введением оболочки, отделяющей жидкость разряда введенную в разрядную камеру от продавочной жидкости в колонне. Для снижения потерь при распространении волны давления эта оболочка выпол!£яется из акустически "прозрачного материала", т.е. акустические сопротивления материала оболочки, продавочной жидкости и жидкости разряда должны иметь близкие значения.

Проводимость жидкости заполняющей разрядную камеру при нормальной температуре должна отличаться от оптимальной величины (а =0,02См/м) установленной экспериментальными исследованиями. Это обусловлено тем, что в скважине с ростом глубины растут как гидростатическое давление, так и температура, повышение которой приводит к повышению проводимости продавочной жидкости. В связи с этим, для сведения предпробивных потерь к минимуму, необходимо оптимальную проводимость выбирать исходя из температуры жидкости в забойной части скважины к моменту работы ЭГУ в этом интервале.

Выполненные замеры проводимости жидкости разряда при разных температурах приведены в табл. 13

Таблица 13

СС 10 20 30 40 50 60 70 80

а, См/м 0,0106 0,0119 0,0136 0,0157 0,018 0,021 0,0245 0,03

При этом температура 80 °С соответствует температуре технической воды в момент обработки раствора на глубине 5000 м. Из табл. 5.2. видно, что проводимость жидкости разряда в приустьевой зоне значительно снижается, что может из-за повышения напряжения пробоя привести к исчезновению разряда. Но при этом уменьшается и гидростатическое давление, а это улучшает условия инициирования. Исследования показали, что уверенный пробой при нормальных условиях наблюдается даже при а =0,005 См/м и ниже. Таким образом, проводимость жидкости разряда заливаемой в разрядную камеру электродной системы, перед обработкой раствора в скважине любой глубины до 5000 м, должна составлять при нормальной температуре 0,0119 См/м.

Вторым техническим решением проблемы повышения эффективности работы электродной системы, разработанной нами, является восстановление электрической изоляции между анодом и катодом в области образования трещины после разряда диэлектрическим экраном.

В настоящее время описанные электродные системы согласно выполненных решений проходят стадию опытно-конструкторских работ.

В разделе приведены исследования и расчеты, связанные с распространением мощного нестационарного акустического сигнала, в многослойной среде и воздействием его на элементы скважины, которые показали следующее. Рост давлений за колонной в тампонажном растворе имеет практически одинаковый характер при увеличении энергии как за счет за-

рядного напряжения так и за счет емкости накопителя, в то время, как внутри колонны характер изменения давлений соответствует оговоренным выше закономерностям. Полученные результаты объясняются тем, что обсадная колонна, являясь колебательной системой по разному пропускает сигналы с разными частотными спектрами. Для разрядов с большей емкостью накопителя энергии частотная характеристика сигнала возмущений ближе к собственной частоте колебаний колонны и это приводит к увеличению коэффициента передачи сигнала по сравнению с разрядом при большем зарядном напряжении. Практическое значение полученного результата заключается в том, что повышение мощности воздействия электроразряда с одинаковым успехом может решаться и за счет увеличения емкости накопителя. И тот, и другой вариант накопления энергии имеют ограничения обусловленные конструктивными возможностями электроразрядного устройства, но для варианта с увеличением емкости эти возможности шире. Повышение мощности воздействия должно ограничиваться определенным пределом. По нашему мнению этот предел определяют при работе ЭГУ в скважине следующие факторы: исключение разрушения и декольматации приствольной части скважины; обеспечение целостности обсадной колонны; безаварийное прохождение устройства в колонне.

Минимальное акустическое давление, приводящее к разрушению и де-кольматации приствольной части скважины, по некоторым оценкам, составляет 2 МПа.

Далее выполнены расчеты по определению давлений, создаваемых ' элекгроразрядом при разных характеристиках ЭГУ у стенки ствола скважины, и радиальных смещений обсадной трубы от равновесного положения при ее колебаниях от воздействия разряда. Результаты расчетов приведены в табл. 14.'Здесь также приведены соответствующие длины устройств с диаметром 102 мм и 114 мм. Табл. 14 позволяет выбрать характеристики обеспечивающие целостность колонны и приствольной части скважины

при знании предельного

Таблица 14

Цз,кВ С, мкФ Ь, мкГн Рте, МПа ст, МКМ 1,м

Д=102 мм Д= 114мм

30 1,0 3,06 1,16 61,8 4,8 3,9

30 1,6 4,00 1,39 77,6 6,0 5,0

30 2,0 4,62 1,52 86,0 6,8 5,7

30 2,5 5,41 1,64 94,2 7,8 6,6

30 3,0 6,19 1,78 101,2 8,8 7,5

30 4,0 7,75 1,98 112,1 10,8 9,3

смещения стенки обсадной трубы в пределах упругой деформации. Найденное значение смещения для трубы диаметром 168 мм и толщиной 7,3 мм составляет 118 мкм. Для обеспечения запаса прочности эта величина взята на 25% ниже и составляет 88,5 мкм. Из этих двух условий характеристики ЭГУ должны быть следующими: №=30 кВ; С = 2,0 мкФ; Ь = 4,62 мкГн.

Но при работе ЭГУ в скважине необходимо учитывать длину прибора, которая обеспечивает прохождение устройства в колонне на искривленном участке скважины. Учитывая интенсивность искривления наклонно направленных скважин, которая в БП «Тюменбургаз» достигает 307 м и выполнив расчеты получаем, что длина прибора диаметром 102 мм не должна превышать 6,5 м, а для прибора диаметром 114 мм - 5,1 м. С учетом этого, характеристики ЭГУ для работы в скважине обсаженной колонной диаметром 168 мм должны быть: №=30 кВ; С=1,6 мкФ; Ь = 4,0 мкГн.

Рассмотрены вопросы разработки технологии гидроударного воздействия на твердеющий тампонажный раствор. Программа обработки должна быть составлена так, чтобы обеспечить передачу тампонажному раствору

максимальной величины акустической энергии при определенной ее интенсивности и поддерживать давление столба тампонажного раствора выше заданного уровня.

Режимные параметры обработки раствора определяются величиной давления первой полуволны затухающих колебаний в тампонажном растворе, создаваемых ЭГУ, частотой разрядов ЭГУ, направлением и скоростью движения ЭГУ в обсадной колонне. Минимальная величина начального давления для реализации процесса и составляет 0,8 МПа, а максимальная, согласно выполненных нами исследований, составляет 1,52 МПа. Частота разрядов существующих ЭГУ составляет 0,25 Гц и 0,4 Гц. Показано, что эти частоты могут быть увеличены на порядок и более, но пока их реализация тормозится достигнутым уровнем техники в области создания ЭГУ. Для определения режимных параметров движения ЭГУ в главе научно обоснованы исходные характеристики. Это оптимальное время приложения воздействия к тампонажному раствору и время снижения давления столба раствора до заданного уровня в любом интервале скважины.

Разработаны методика и установка для определения этих величин по глубине скважины. В основу методики заложены исследования кинетики структурообразования тампонажного раствора путем измерения скорости звука при создании условий твердения раствора (камня) тождественных скважинным. Обоснованы конструкция установки, ее отдельных элементов, их размеров.

Проведены промысловые испытания разработанной технологии на скв. 8331 Уренгойского, на скв. 330, 333, 363, 341, 342, 344, 353 Ямсовей-ского и на скв. 251, 263, 281, 282, 283 Юбилейного месторождений.

Для инженерно-технических работников, занимающихся внедрением технологии в «Тюменбургазе» разработана "Временная инструкция по гидроударной обработке твердеющего тампонажного раствора в заколон-ном пространстве газовых скважин в условиях Крайнего Севера".

Оценка эффективности гидроударной обработки раствора проводилась сравнением замеров, выполненных акустическим методом контроля цементирования (АКЦ), на обработанной скважине и обычной, имеющей аналогичную ситуацию геологического разреза и схожие условия цементирования.

Данные по качеству цементирования эксплуатационных колонн на первых 5™ скважинах с применением разработанной технологии приведены в табл. 15.

Следует отметить, что для сравнения с опытной скважиной 8331, которая является одиночной, взята лучшая по качеству цементирования на Уренгойском месторождении скв. 1590. А на скв. 363 обработка тампо-

2 ой

ступени выполнена по причине выхода из строя ЭГУ,что привело к снижению Кк.

Таблица 15

№ п/п Объект оценки Дата цементирования Коэффициент качества цементирования

«ой 1 ступени ^ ой 2 ступени всей колонны

1 № 330,опытная 30.08.96 0,840 0,513 0,672

2 № 333,опытная 16.09.96 0,897 0,468 0,694

3 № 331, обычная 01.11.96 0,532 0,150 0,335

4 № 332, обычная 09.10.96 0,672 0,301 0,453

5 № 251 .опытная 04.11.97 0,716 0,438 0,587

6 № 252, обычная 20.11.97 0,529 0,125 0,348

7 № 363, опытная 08.11.97 0,812 0,252 0,571

8 № 364, обычная 21.10.97 0,641 0,268 0,492

9 № 8331, опытная 12.08.96 0,842 0,507 0,681

10 № 1590, обычная 24.04.96 0,479 0,415 0,445

Повышение качества цементирования опытных скважин, приведенных в табл. 5.4, по отношению к обычным составило 1,55, а всех обработанных скважин 1,56.

Результаты промысловых испытаний показали следующее: гидроударная обработка твердеющего тампонажного раствора в заколонном пространстве газовых скважин позволяет значительно повысить качество цементирования эксплуатационных колонн; разработанная технология проста, внедрение ее не требует изменения применяемой технологии двухступенчатого цементирования эксплуатационных колонн и значительных материальных затрат.

Основные выводы и рекомендации

Анализ качества строительства газовых скважин в сложных геологических и криогенных условиях Заполярья позволил установить главную причину большинства осложнений, аварий и заколонных перетоков - это гидродинамическая связь флюидонасыщенных горизонтов со стволом бурящейся скважины. С учетом причинно-следственных связей для различных условий и на различных этапах строительства скважин разработаны научно-обоснованные требования к промывочным, тампонажным жидкостям и вмещающей среде, что позволило сформулировать следующие выводы:

1. Разработана технология применения водоизолирующих составов для физико-химической кольматации проницаемых пластов по мере их первичного вскрытия (СТП 0015625-001-97). Установлена возможность и эффективность использования многокомпонентных составов, образующих в пласте полидисперсные осадки для одновременной кольматации пор различного размера.

1.1. Для разработанного состава - СГЛ определен диапазон пор (1,625,72 мкм), кольматация которых происходит наиболее эффективно.

1.2. Рекомендовано использование предложенной усовершенство-

ванной методики для регулирования технологических параметров любых кольматирующих составов в зависимости от проницаемости горной породы. Объяснен механизм физико-химической кольматации раствором СГЛ.

2. Для цементирования интервалов с низкими положительными и отрицательными температурами (от -5 до +20°С) разработаны специальные тампонажные растворы. Рекомендован состав тампонажного раствора на основе цемента низкотемпературного, седиментационно устойчивого, безусадочного (ЦНУБ), затворенного на технической воде с добавками 0,10,13% НТФ и 3,8-5,0% кальцинированной соды. Водотвердое отношение 0,37-0,4. Дано объяснение механизма твердения.

3. Разработана методика оценки скорости гидратации и структу-рообразования растворов из минеральных тампоиажных материалов. Показано, что предложенная солевая композиция является эффективным реагентом-ускорителем сроков схватывания. Установлено, что введение солевой композиции в тампонажные растворы способствует повышению их се-диментационной устойчивости, твердение сопровождаемся объемным расширением, сформированный камень - повышенной прочностью. Определена оптимальная ее концентрация для тампонажных растворов из порт-ландцементов.

3.1. Смешение солевой композиции с полимерами, в особенности с полимерами акрилового ряда, вызывает сшивку их макромолекул, сопровождающееся образованием упругого и эластичного геля. Образующийся гель (в зависимости от вида полимера) в одних средах (полярных) упрочняется, в других (неполярных) разупрочняется. Рекомендуется использование полимерсолевых составов для селективного разобщения пластов, в особенности горизонтов с близкорасположенными пластовыми водами.

4. На основании обобщения теоретических представлений, анализа экспериментальных и промысловых данных по обеспечению качественного разобщения пластов газовых месторождений Севера Тюменской

области доказана возможность подъема тампонажного раствора до устья в одиН| прием. Доказана эффективность использования в качестве облегчающей кремнеземсодержащей добавки - газонаполненных стеклянных микросфер из натриевоборосиликатного стекла и гидрокарбоалюминатов кальция как расширяющейся добавки. Изучены физико-механические свойства тампонажного раствора и камня при введении указанных добавок. Экспериментально обосновано их оптимальное содержание.

4.1. Разработана рецептура и технология применения облегченного тампонажного раствора, обладающего эффектом расширения в начальный период превращения его в камень.

4.2. Исследованы свойства облегчающих добавок на основе алюмо-силикатных и высокопрочных стеклянных микросфер, их влияние на физико-механические и реологические свойства тампонажного раствора и формирующегося из него камня.

5. На основании обобщения теоретических представлений, анализа экспериментальных и промысловых данных о влиянии буровых растворов на коллекторские свойства пластов установлено, что при вскрытии продуктивных пластов с АНПД в условиях значительных репрессий (более 10 МПа) целесообразно применение систем полимерных растворов с направленным формированием защитного слоя в приствольной зоне пласта. Доказана возможность управляемого регулирования кольматирующих и коркообразующих свойств буровых растворов с целью создания экрана с прогнозируемыми свойствами.

5.1. Разработана комплексная методика изучения влияния буровых растворов на проницаемость коллекторов, позволяющая не только качественно, но и количественно оценить возможное снижение продуктивности пластов, а также обоснованно выбрать составы растворов и регулировать в нужном направлении их изолирующие свойства.

5.2. Рассчитано оптимальное время вскрытия продуктивных пластов низкой проницаемости, обеспечивающее допустимую глубину проникновения водной фазы и получение высоких значений показателя ОП. Выявлено, что водный раствор солевой композиции вызывает пониженную загрязненность пласта. Степень загрязнения образцов продуктивных пластов (снижение проницаемости) при ее фильтрации через последние составила: для водного раствора солевой композиции - 3...9%, для водного раствора хлористого кальция 8...20% и водного раствора хлористого натрия 9... 18%.

Дано объяснение полученным результатам.

6. Предложены составы тампонажных растворов с регулируемыми фильтрационными свойствами, обеспечивающими повышение надежности разобщения пластов. Обосновано применение полимерсолевых композиций и полимерцементных растворов с пониженной фильтратоотдачей. Изучены их физико-механические свойства. Выявлены и рекомендованы оптимальные составы.

7. Разработана технология гидроударного воздействия на твердеющий тампонажный раствор в заколонном пространстве газовых скважин при низких градиентах гидроразрыва пластов.

7.1. Научно обоснованы исходные данные для разработки режимных параметров обработки тампонажного раствора. Разработана методика и установка для их определения (заявка на выдачу патента №96114720/20(020545) от 17 июля 1996 г.).

7.2. Получены математические зависимости для определения жесткости пружины и массы излучателя, являющиеся элементами установки, через характеристики обсадной трубы. Жесткость пружины и масса излучателя, рассчитанные по этим формулам обеспечивают создание колебаний на установке, тождественных колебаниям обсадной колонны в скважине при воздействии на нее источника возмущений.

8. Выполнен комплекс теоретических и экспериментальных исследований высоковольтного разряда применительно к технологии акустического воздействия на тампонажный раствор в период превращения его в тампонажный камень. Определены факторы, позволяющие значительно повысить эффективность работы электродной системы в скважине. Разработаны технические предложения по созданию новых электродных систем. Определена оптимальная проводимость жидкости (а=0,0119 См/м), которой заправляется разрядная камера разработанной электродной системы.

9. Результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований легли в основу разработки технико-технологических мероприятий по совершенствованию качества вскрытия и разобщения продуктивных пластов, нормативной документации на крепление скважин, временных инструкций и других руководящих документов для составления технических проектов на строительство газовых скважин. Общий экономический эффект составил более 400 тысяч деноминированных рублей.

Основное содержание диссертационной работы изложено в следующих работах:

1. Вяхирев В.И., Кузнецов Ю.С., Овчинников В.П., Шатов A.A., Кузнецов Е.С. Специальные тампонажные материалы для разобщения пластов в различных термобарических условиях. - Тюмень: Изд-во Вектор-Бук, 1997,237 с.

2. Вяхирев В.И., Ковязин Н.И., Кузнецов Ю.С., Ипполитов В.В. Акустическая обработка тампонажного раствора при разобщении пластов газовых скважин. - Тюмень: Изд-во Вектор-Бук", 1998,201 с.

3. Вяхирев В.И., Овчинников В.П., Кузнецов Ю.С. Повышение качества вскрытия и разобщения газовых пластов месторождений севера Тюменской области //ОИ. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. - М.: ИРЦ ГазПром.-вып.7.1993.-42 с.

4. Тампонажные материалы с использованием отходов производства кальцинированной соды /Овчинников В.П., Вяхирев В.И., Кузнецов Ю.С., Шатов A.A. //ОИ. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. - М.: ИРЦ ГазПром.-вып.7.1994.- 27 с.

5. Вяхирев В.И. Регулирование процессов структурообразования тампонажных растворов при креплении обсадных колонн в интервалах низких положительных и отрицательных температур: Дис. на соискание ученой степени канд. техн. наук. - Тюмень, 1995,219 с.

6. Клюсов A.A., Вяхирев В.И. Стойкость цементной изоляции кацитано-соляно-кислотной обработки продуктивного пласта неокомских скважин //РНТС. Газовая промышленность. 1993.-вып.9. С. 19-23.

7. Клюсов A.A.. Вяхирев В.И. Тампонажные растворы с компенсированной усадкой //РНТС. Газовая промышленность. 1994.-вып.7. С.13-16.

8. Клюсов A.A., Вяхирев В.И., Зимакова Г.А., Хабибрахманова В.А. Ресурсосберегающая технология получения тампонажного материала в условиях Заполярья //РНТС. Газовая промышленность. 1995.-вып.5. С.14-17.,

9. Клюсов A.A., Вяхирев В.И., Свечников А.М. и др. Вяжущее. Патент№2008290; Заявлено 28.04.91., Опубл. Бюл.№

10. Вяхирев В.И. Проблемы строительства скважин на месторождениях полуострова Ямал.//Межгосударственная научно-техническая конференция Нефть и газ Западной Сибири. Проблемы добычи и транспортировки. Тез. докл. Тюмень. 1993. 52 с.

П.Овчинников В.П., Вяхирев В.И. Анализ качества цементирование скважин в ПО «Тюменбургаз». Там же. С.66-67.

12. Овчинников В.П., Шатов A.A., Вяхирев В.И. Тампонажные материалы для крепления скважин. Там же. С.69-70.

13. Совершенствование технологии селективного ограничения водопритоков в добывающие скважины /С.И. Грачев, Ю.С. Кузнецов, Р.З. Магарил, В.И. Вяхирев. Там же. С.71-72.

14. Овчинников В.П., Вяхирев В.И., Шатов A.A., Овчинников П.В. Реагент для цементирования и вторнчного вскрытия продуктивных пластов //Комплексное освоение нефтегазовых месторождений юга Тюменской области: Тез. локл. межгосударст. научно-практ. конф. - Тюмень: ЗапСибБурНИПИ, 1995. С.62.

15. Овчинников В.П., Вяхирев В.И., Овчинников П.В. Солевая композиция для строительства нефтяных н газовых скважин // Межгосударственная научно-техническая конференция, посвященная 50 летию кафедры бурения ИФУНГ: Тез. докл. Ивано-Франковск, 1995. С.21-22.

16. Овчинников В.П., Вяхирев В.И., Шатов A.A., Овчинников П.В. Солевая композиция для регулирования процессов твердения тампонажных растворов//Освоение шельфа арктических морей России: Тез. докл. международ, научно-техн. конф.-С.Петербург: 1995. С.79-80.

17. Овчинников В.П., Вяхирев В.И., Овчинников П.В., Шульгина Н.Ю. Солевая композиция для регулирования процессов твердения тампонажных раство-роз//Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭГ, 1995.-№11-12.-С.32-33.

18. Овчинников В.П., Вяхирев В.И., Уросов С.А., Овчинников П.В. Использование солевой композиции при строительстве газовых скважин //Ресурсосберегающие технологии в области использования природного газа: Тез. докл. международ, научно-практ. конф.-Тюмень: Запсибгазпром, 1996. С.42.

19. Овчинников В.П., Кузнецов Ю.С., Вяхирев В.И., Уросов С.А., Овчинников П.В., Зубарева Л.В. Управление процессами структурообразования тампонажных растворов при низких положительных и отрицательных температурах//Проблемы подготовки кадров для строительства и восстановления скважин на месторождениях Западной Сибири: Тез. докл. международ, научной конф.-Тюмень: ТюмГНГУ, 1996. С.75-76.

20. Овчинников В.П., Овчинников П.В., Вяхирев В.И., Верченко В.А., Зубарева Л.В., Шульгина Н.Ю. Исследование эффективности применения кальциевонатриевой солевой композиции для ликвидации зон поглощений // Проблемы подготовки кадров для строительства и восстановления скважин на месторождениях Западной Сибири: Тез. докл. международ, научной конф.-Тюмень: ТюмГНГУ, 1996. С.106.

21. Овчинников В.П., Вяхирев В.И., Кузнецов Ю.С., Шатов A.A., Шульгина Н.Ю., Овчинников П.В. Солевая композиция для цементирования скважин и вторичного вскрытия продуктивного пласта // ОИ. Сер Бурение газовых и газоконденсатных скважин.- М.: ИРЦ РАО "Газпром", 1996. - 30с.

22. Овчинников В.П., Вяхирев В.И., Кузнецов Ю.С., Шатов A.A., Шульгина Н.Ю., Ов-

чинников П.В. Солевая композиция для тампонажных растворов и перфорационных сред // ОИ. Сер Бурение газовых и газоконденсатных скважин,- М.: ИРЦ РАО "Газпром", 1996.-29с.

23. Вяхирев В.И., Уросов С.А., Исаев Ю.Н., Ковязин Н.И., Кузнецов Ю.С. Анализ качества разобщения пластов в районе деятельности БП Тюменбургаз // Проблемы подготовки кадров для строительства и восстановления скважин на месторождениях Западной Сибири: Тез. докл. международ, научной конф.-Тюмень: ТюмГНГУ, 1996. С.65-67.

24. Овчинников В.П., Кузнецов Ю.С., Овчинников П.В., Вяхирев В.И., Зубарева JI.B., Уросов С.А. Управление процессами структурообразования тампонажных растворов при низких положительных и отрицательных температурах // Там же. С.75-76.

25. Вяхирев В.И., Ковязин Н.И., Уросов С.А., Исаев Ю.Н., Кузнецов Ю.С., Спасибов

B.М. К вопросу о необходимости разработки математической модели для расчета параметров акустического поля в тампонажном растворе // Там же. С.83-84.

26. Ковязин Н.И., Вяхирев В.И., Уросов С.А., Исаев Ю.Н., Кузнецов Ю.С., Кирилов Г.В. Методика экспериментальных исследований высоковольтного разряда применительно к скважинным условиям // Там же. С.83-84.

27. Ковязин Н.И., Вяхирев В.И., Уросов С.А., Исаев Ю.Н., Шаяхметов Ш.М., Тингаев И.Я. Методические особенности изучения разрушения коагуляционной структуры тампонажного раствора // Там же. С.88-89.

28. Вяхирев В.И., Ковязин Н.И., Уросов С.А., Кузнецов Ю.С., Игнатьев М.Н., Шаяхметов Ш.М., Кирилов Г.В. Разработка конструкции электрогидроимпульсного устройства для акустической обработки тампонажного раствора в период ОЗЦ // Там же.

C.104-105.

29. Вяхирев В.И., Зубарева JI.B., Уросов С.А., Овчинников В.П., Кузнецов Ю.С., Шульгина Н.Ю. Исследования по изучению действия перфорационных сред при вторичном вскрытии // Там же. С. 104-105.

30. Ковязин Н.И., Вяхирев В.И., Ипполитов В.В., Уросов С.А., Исаев Ю.Н., Кузнецов Ю.С. Обработка тампонажного раствора в период ОЗЦ электрогидроимпульсными устройствами в буровом предприятии Тюменбургаз // Ресурсосберегающие технологии в области использования природного газа: Тез. докл. Международ, науч.-практ. конф.-Тюмень: Запсибгазпром, 1996, С.31.

31. Вяхирев В.И., Зубарева Л.В., Шульгина Н.Ю., Уросов С.Л., Овчинников В.П. Влияние перфорационных сред на качество вторичного вскрытия//Там же. С.37.

32. Вяхирев В.И., Уросов С.А., Овчинников В.П., Овчинников П.В. Использование солевой композиции при строительстве газовых скважин// Там же. С.42.

33. Вяхирев В.И., Игнатьев М.Н., Ковязин Н.И., Кузнецов Ю.С., Уросов С.А. Экспериментальные исследования высоковольтного разряда в жидкости применительно к процессу обработки тампонажного раствора в период ОЗЦ электрогидроимпульсными устройствами//Известия высших учебных заведений. Нефть и газ.-1997.-№1-С.17-19.

34. Способ определения устранения зависания тампонажного раствора и устройство для его осуществления: Заявка № 96114720/20 (020545) от 17 июля 1996г. / Ковязин Н.И., Уросов С.А., Вяхирев В.И. и др.

35. Способ создания ударных волн в скважине: Заявка №97108853 с приоритетом от 21 мая 1997г. / Ковязин Н.И., Вяхирев В.И., Уросов С.А. и др.

36. Зб.Овчишшков В.П., Шатов A.A., Шульгина Н.Ю., Овчинников П.В. Солевая композиция для регулирования процессов твердения тампонажных растворов// НТЖ. Нефтепромысловое дело,- М.,ВНИИОЭНГ ,1995,-№ 11-12.

37. Вяхирев В.И., Зубарева Л.В., Уросов С.А., Овчинников В.П., Кузнецов Ю.С., Шуль-