автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Исследование и разработка технологий предупреждения осложнений при бурении и разобщении пластов на основе обобщения фильтрационных процессов в системе "Скважина-пласт"

На правах рукописи

ЗОЗУЛЯ ГРИГОРИЙ ПАВЛОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ И РАЗОБЩЕНИИ ПЛАСТОВ НА ОСНОВЕ ОБОБЩЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПРОЦЕССОВ В СИСТЕМЕ "СКВАЖИНА-ПЛАСТ" (на примере строительства скважин в Сибири)

Специальность 05.15.10 - "Бурение скважин"

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Тюмень - 1997

Работа выполнена на кафедре бурения нефтяных и газовых скважин Тюменского государственного нефтегазового университета.

Научный консультант доктор технических наук, профессор,

академик МАИ Овчинников В.П.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, с.н.с. Кошелев А.Т.

доктор технических наук, член корр. РАЕН Крысин Н.И.

доктор технических наук, профессор, академик РТ Юсупов И.Г.

Ведущее предприятие: ДП "Тюменбургаз"

Защита состоится 7 июля 1997 года в 10 часов на заседании диссертационного Совета Д.064.07.03 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000,Тюмень, ул.Володарского, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТюмГНГУ.

Автореферат разослан 7 июня 1997 года

Ученый секретарь диссертационного

Совета, доктор технических наук, С/

профессор В.П.Овчинников

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Топливно-энергетический комплекс России испытывает в настоящее время острый кризис, экстремальный период которого приходится на 1993-1996 годы. При этом ведущая роль в ТЭК принадлежит нефтяной и газовой промышленности, в которых ключевое место по добыче углеводородного сырья занимает Западная Сибирь, где добывается около 75 % российской нефти и более 90 % природного газа. Падение добычи нефти в 1996 г. по сравнению с 1991 г. более чем в 2 раза обусловлено не только уменьшением физических объемов бурения (более чем в 4 раза), но и ростом глубин скважин и осложненности их разрезов, выработкой высокопродуктивных месторождений, увеличением фонда бездействующих скважин и т.д.

За последние годы более чем в 10 раз сократилось количество разведываемых и вводимых в эксплуатацию нефтяных и газовых месторождений, что подтверждает актуальность их поисков и разведки глубоким бурением в перспективных регионах России и, прежде всего, в Восточной Сибири.

Спецификой строительства нефтяных и газовых скважин в сложных условиях Сибири является достаточно высокие затраты времени и средств на предупреждение и ликвидацию осложнений, возникающих в процессе их бурения и заканчивания в силу действия ряда объективных и субъективных причин и факторов (изученность горно-геологических условий; достигнутый уровень технологии бурения и крепления скважин, обеспечивающий безаварийное их сооружение при минимизации затрат; качественное вскрытие и освоение продуктивных пластов; наличие в разрезах скважин много-летнемерзлых пород; обеспеченность необходимыми материалами и средствами; удаленность от баз снабжения; суровые природно-климатические условия; уровень организации работ и т.д.).

В Восточной Сибири при бурении и креплении скважин в общем балансе затрат времени и средств преобладают осложнения, обусловленные поглощениями буровых и тампонажных растворов (до 16 %), и водогазо-нефтепроявления (до 12 %), преимущественно в интервалах залегания трещинных карбонатных пород и трапповых интрузий (например на Сибирской платформе).

Указанные виды осложнений в проницаемых (карбонаты, песчаники, трещинные долериты и т.д.) и склонных к набуханию (глины и глиносо-держащие породы) горных породах определяются как горно-

геологическими условиями их залегания, так и способностью к фильтрато-отдачс дисперсионной среды буровых и тампонажных растворов. Фильтрационные процессы оказывают существенное влияние на качество вскрытия и разобщение продуктивных пластов, на формирование прочной и долговечной крепи скважины.

Для Западной Сибири проблемным остается обеспечение устойчивое ги стенок скважин, прежде всего, в глинистых отложениях. Существующие методики расчета времени устойчивого периода стенок ствола скважин для таких условий позволяют лишь их прогнозную оценку без учета гидра-тационных напряжений, возможного осмотического влагомассопереноса и специфического действия химических реагентов, вводимых в буровой раствор. Повысить объективность расчетов можно путем комплексного использования результатов лабораторных и промыслово-геофизических методов исследовании.

Успешное их решение возможно на базе обобщения современных представлений о фильтрационных процессах в проницаемых средах и дисперсных системах, управляя свойствами и взаимным влиянием которых можно с помощью новых технологий и технических средств обеспечить качественное строительство скважин с учетом охраны недр и окружающей среды.

Цель работы. Повышение качества строительства скважин путем регулирования фильтрационных процессов в системе "скважина-пласт" для предупреждения и ликвидации осложнений при их бурении и заканчива-нии.

Основные задачи исследований.

1. Конкретизировать и углубить представления о причинах процессов и явлений в системе "скважина-проницаемые пласты" и разработать на этой основе комплексный подход к проблеме предупреждения и ликвидации поглощений буровых и тампонажных растворов для условий строительства скважин на Сибирской платформе.

2. На основе представлений о физико-химической природе взаимодействия различных жидкостей с глиносодержащими породами усовершенствовать методику расчета, разработать и внедрить рекомендации по повышению устойчивости стенок скважин в глинистых отложениях ряда месторождений Западной Сибири.

3. На основании существующих представлений и обобщения опыта исследовать фильтрационные свойства буровых и тампонажных растворов

и характер их взаимодействия с различными проницаемыми средами для повышения качества вскрытия и разобщения фдюидосодержащих пластов.

4. Проанализировать опыт применения и разработать рекомендации по совершенствованию технологий и техники физического воздействия на стенки скважин, на применяемые буровые и тампонажные системы.

5. Разработать рекомендации по совершенствованию крепления скважин в условиях поглощений, наличия в разрезах многолетнемерзлых пород и сложнопостроенных залежей за счет разработки специальных тампонаж-ных материалов и технологий их применения.

6. Исследование коррозионной стойкости тампонажных материалов и разработка рекомендаций по обеспечению долговечности формируемой крепи скважины как инженерного сооружения.

Методы исследований. Методическое решение указанных задач осуществлялось путем обобщения научных гипотез и теоретических представлений о фильтрационных процессах в проницаемых средах с последующими экспериментальными исследованиями этих процессов в лабораторных и промысловых условиях.

Исследования с использованием моделирования и статистической обработки результатов проводились как в лабораторных условиях, на серийных и специальных приборах и установках (физические, химические, физико-химические, аналитические и специальные исследования), так и в промысловых условиях (промыслово-геофизические, гидродинамические, акустические и др.).

Научная новизна выполненной работы.

1. Разработан комплексный подход к решению проблемы предупреждения и борьбы с осложнениями на основе исследования и углубления представлений о фильтрационных процессах в системе "скважина-пласт" для условий строительства скважин в Восточной Сибири.

2. Разработана научная концепция об устойчивости глинистых пород с учетом воздействия на них фильтратов буровых и тампонажных растворов при бурении скважин на месторождениях Западной Сибири.

3. На основе обобщения и анализа физических методов воздействия на проницаемые породы и фильтрационные параметры буровых и тампонажных растворов расширены и дополнены представления об управляемой кольматации проницаемых горных пород в системе "скважина-пласт".

4. Разработана концепция формирования коррозионно стойкого там-понажного камня в заколонном пространстве скважин в условиях сульфатной и магнезиальной агрессии. Сформулированы научно обоснованные требования к свойствам тампонажных материалов и вмещающей среде.

Основные защищаемые положения:

1) схема реализации комплексного подхода по предупреждению и ликвидации поглощений для условий строительства скважин в Восточной Сибири, позволяющая повысить эффективность изоляционных работ и сократить затраты времени и средств при минимуме технологических операции;

2) усовершенствованная методика расчета устойчивости стенок скважин в глиносодержащих породах, которая базируется на комплексном использовании лабораторных и промыслово-геофизических методов исследований. Она позволяет осуществлять объективный прогноз устойчивого состояния ствола скважин на ряде месторождений Западной Сибири и осуществлять научно-обоснованный поинтервальный выбор типа и состава бурового раствора, проектировать технологически оптимальный характер его химической обработки;

3) обобщенная схема метода управляемой кольматации проницаемых пород, позволяющая с помощью современных физических методов воздействия на фильтрационные процессы в проницаемых породах, на свойства буровых и тампонажных растворов, обеспечить надежное вскрытие и разобщение флюидосодержащих пластов;

4) составы и свойства тампонажных растворов для изоляции поглощающих зон и интервалов многолетнемерзлых пород, технологии их выпуска и применения;

5) технологии и технические средства по обеспечению герметичности контактной зоны "колонна-цементный камень-проницаемая горная порода";

6) методика оценки сравнительной коррозионной стойкости тампонажных материалов в сульфатных и магнезиальных средах;

7) технология выпуска и применения специальных цементов на основе крупнотоннажных отходов производства соды.

Достоверность полученных результатов обеспечивалась соответствующей подготовкой, планированием, проведением и обработкой результатов экспериментальных исследований; сочетанием аналитических, лабораторных, опытно-производственных и промысловых экспериментальных исследований; применением методов математического анализа для оценки значимости и надежности получаемых результатов, а также сопоставлением и сравнением с результатами других исследователей.

По результатам исследований разработаны нормативные документы (инструкции, стандарты предприятий и объединений), которые в реальных условиях производства подтвердили научные предпосылки и гипотезы, ис-

пользованные при разработке технологий и технических средств для их реализации.

Практическая ценность работы.

1. Реализация разработанного комплексного подхода к решению проблемы с осложнениями при бурении и креплении скважин на Сибирской платформе позволила в 2-2,5 раза увеличить эффективность изоляционных работ при ликвидации поглощений, а также сократить на 30-50 % затраты времени и средств.

2. Разработаны и применяются в промысловых условиях нормативные документы, которые позволяют на основе комплексного использования результатов геофизических исследований скважин и физико-химических лабораторных методов объективно оценивать время устойчивости стенок скважин в глинистых отложениях для ряда месторождений Западной Сибири.

3. Разработаны рекомендации по выбору типа и состава ингибирую-щего бурового раствора у жидкости для глушения скважин с целью качественного вскрытия и испытания продуктивных пластов.

4. Обобщены, разработаны и дополнены технологии и разработаны технические средства физического воздействия на буровые и тампонажные расгворы, на проницаемые породы, слагающие стенки скважин, в том числе на уровне изобретений:

4.1. Устройство для приготовления буровых растворов (A.c. СССР № 1731262, опубл. в БИ 07.05.92, Бюл. № 17).

4.2. Устройство для обработки стенок скважин (A.c. СССР № 1723311, опубл. в БИ 04.02.92. Бюл. № 12).

4.3. Трехшарошечный расширитель (Патент РФ № 2052069, зарег. в ГРИ 10.01.96).

4.4. Устройство для стабилизации ствола наклонной скважины при бурении забойным двигателем (Патент РФ № 2049903, зарег. в ГРИ

10.12.95).

4.5. Гидравлический пакер (Патент РФ № 2054522, зарег. в ГРИ

20.02.96).

4.6. Способ получения реагента для приготовления жидкости глушения скважин (Патент РФ № 2009159, зарег. в ГРИ 15.03.94).

4.7. Башмак обсадной колонны (A.c. СССР № 1714075, опубл. в БИ 23.02.92. Бюл. № 7).

4.8. Способ цементирования скважин (A.c. СССР № 1686129 опубл. в БИ 23.10.91. Бюл. №39).

5. Результаты теоретических и экспериментальных исследований позволяют решать задачи совершенствования строительства глубоких скважин на нефть и газ с учетом подготовки их стволов к креплению, получению притоков и изоляции пластовых флюидов, в том числе на стадии вторичного вскрытия продуктивных пластов и при ремонтно-изоляционных работах в скважинах.

6. Результаты исследований коррозионной стойкости тампонажных материалов, которые позволили обосновать и осуществить выпуск опытно-промышленных партий тампонажных материалов на основе крупнотоннажных отходов содового производства.

Реализация работы в промышленности.

1. За период с 1981 по 1997 г.г. по договорам с различными буровыми организациями разработаны рекомендации по совершенствованию технологии предупреждения и ликвидации осложнений в различных горнотехнологических условиях, которые нашли свое отражение в следующих документах:

- инструкция но применению отходов вулканизированного латекса для изоляции зон поглощений промывочных жидкостей и тампонажных растворов-.Красноярск, ПГО ЕНГГ, 1987 г.;

- рекомендации по оптимизации рецептур буровых и тампонажных растворов путем введения различных технологических добавок с целью предупреждения и ликвидации поглощений, сохранения устойчивости стенок скважин в галогенно-карбонатных и неустойчивых отложениях.- Красноярск, ПГО Енисейнефтегазгеология, 1982-1985 г.г.;

- рекомендации по улучшению технологии заканчивания скважин на площадях ПО Норпльскгазпром,- Красноярск, КИЦМ, 1986 г.;

- СТП 51.00.02-89 Технология создания защитного экрана в околоствольной части проницаемых слоев горных пород с использованием сква-жинного генератора гидродинамических импульсов и требования к его па-рамеграм,- Тюмень, ТюмИИ, 1989 г.;

- технология приготовления и применения жидкости плотностью 1300 кг/м' на основе тонкодисперсной солевой композиции из отходов содового производства для глушения скважин в условиях Западной Сибири.- Нефтеюганск, Тюмень, ТюмИИ, 1989 г.;

- техническое задание на изготовление и испытание в промысловых условиях электрогидроимпульсного скважинного устройства.- Тюмень, ТюмИИ, 1990 г.;

- комплекс оперативных экспресс-методов контроля и исследования интервалов поглощающих пород, результаты которого использованы при составлении технологического регламента на проектирование и строительство глубоких скважин в Тохомо-Юрубченской зоне газонефтенакоплений и дополнений к нему.-Красноярск, ГГП ЕНГГ, 1991 г.;

- СТП. Инструкция по применению волновой технологии для создания защитного экрана в приствольной части продуктивных слоев и близко расположенных водогазоносных горизонтов с использованием волнового гидродинамического генератора и требования к его параметрам.- Мегион, ПГО МНГГ, 1990 г.;

- конструкторская документация на изготовление волнового гидродинамического генератора одностороннего и двухстороннего действия.-Тюмень, ТюмИИ, 1990 г.;

- РД. Инструкция по применению волновой технологии в процессе бурения для создания защитного экрана в приствольной части проницаемых пород и слоев при наличии в разрезе водогазоносных горизонтов с использованием волнового гидродинамического генератора и требования к его параметрам,- Нижневартовск, УБР-4, 1992 г.;

- РД. Инструкция по технологии создания крепи повышенной надежности в интервале продуктивных пластов с использованием волнового гидродинамического генератора - башмака обсадной колонны.- Нижневартовск, УБР-4, 1992 г.;

- СТП. Технология изготовления и применения солевой смеси для приготовления жидкости глушения скважин.- Новый Уренгой, БП Тюмен-бургаз, 1992 г.;

- СТП. Раствор буровой. Разработка регламентов поинтервалыюго выбора типа и компонентного состава буровых растворов при бурении скважин на Талинском месторождении. Расчет гидратационных напряжений, осмотических давлений и времени устойчивости при увлажнении стенок скважин,- Нягань, Тюменское УБР, 1993 г.;

- СТО. Раствор буровой. Оценка устойчивости глинистых образцов в лабораторных условиях, расчет гидратационных напряжений, осмотических давлений и времени устойчивости ствола скважины в системе "скважина-горная порода",- Н.Уренгой, БП Тюменбургаз, УПНП и КРС ПО Уренгойгаздобыча, 1995 г.

2. В различные годы (1976-1993) осуществлен выпуск опытно-промышленных партий тампонажных материалов различного целевого назначения на основе отходов содового производства, применение которых осуществлено в производственных объединениях Башнефть, Мангышлак-

нефть, Пермнефть, Татнефть, Союзбургаз, Ставропольнефтегаз, Арктик-морнефтегазразведка, Гурьевнефтегазгеология, Енисейнефтегазгсология.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на: Республиканской научно-технической конференции по проблемам нефтяной и газовой промышленности (Уфа, 1975), Всесоюзном совещании "Повышение качества нефти и продуктов ее переработки" (Москва, 1976), Республиканской научно-технической конференции по проблемам бурения скважин на Мангышлаке (Шевченко, 1979), Краевой научно-практической конференции "Предупреждение и ликвидация осложнений при бурении глубоких скважин" (Красноярск, 1981), Республиканской научно-технической конференции по научным исследованиям и качеству подготовки специалистов в ВУЗе (Альметьевск, 1986), Региональной научно-практической конференции по проблемам освоения Астраханского газоконденсатного месторождения (Астрахань, 1987), Межвузовской научно-методической конференции по совершенствованию подготовки специалистов (Салават, 1987), Всесоюзной научно-технической конференции "Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин" (Ивано-Франковск, 1988), Краевой научно-практической конференции "Повышение эффективности и качества проводки глубоких разведочных скважин в аномальных геологических условиях" (Красноярск, 1989), Межгосударственной научно-технической конференции "Нефть и газ Западной Сибири" (Тюмень, 1993), Второй международной конференции "Освоение шельфа арктических морей России" (Санкт-Петербург, 1995), Всероссийской научно-технической конференции "Проблемы нефтегазового комплекса России" (Уфа, УГНТУ, 1995), Международной научно-технической конференции "Нефть и газ Западной Сибири" (Тюмень, ТюмГНГУ, 1996), Международной научной конференции "Проблемы подготовки кадров для строительства и восстановления нефтяных и газовых скважин" (Тюмень, ТюмГНГУ, 1996), 2-ой Всероссийской научно-технической конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России" (Москва, ГАНГ, 1997), научно-производственных и ученых Советах производственных объединений Баш-нефть, Пермнефть, Красноленинскнефтегаз, Ставропольнефтегаз, Юганскнефтегаз, Мангышлак-нефть, Нижневартовскнефтегаз, Союзбургаз, Арктикморнефтегазразведка, Енисейнефгсгазгеология, Мегионнефтегазгео-логия, отраслевых институтов БашНИПИнефть, ТатНИПИнефть, Перм-НИПИнефть, ВНИИКрнефть, СибНИИНП, ЗапСибБурНИПИ, КО СНИ-ИГГиМС, ВостСибСНИИГГиМС, СургутНИПИнефть, международной

школе-семинаре УГТНУ, заседаниях и семинарах кафедры бурения ТюмГНГУ.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 120 печатных работ, включая 1 тематический обзор, 20 статей, 35 тезисов докладов на региональных, республиканских и всесоюзных конференциях, 29 тезисов докладов на международных конференциях, 4 авторских свидетельства и 4 патента РФ на изобретения, 1 учебное пособие, 10 методических указаний, 16 отчетов по договорам, имеющих номера госрегистрации и выполненных по важнейшей тематике, в которых автор являлся руководителем или ответственным исполнителем.

В работе использованы положения и выводы, полученные совместно со специалистами КО СНИИГГ и МС, ГГП "Енисейнефтегазгеология", КИЦМ, ПГО "Ленанефтегазгеология", УГНТУ, ЗапСибБурНИПИ.

Автор провел ряд совместных лабораторных и промысловых исследований с сотрудниками КО СНИИГГ и МС Поляковым В.Н., Дровнико-вым П.Г, ЗапСибБурНИПИ - академиком Шариповым А.У., специалистами ПГО ЕНГГ Еремеевым В.А., Слижевским Е.А., соискателями и аспирантами Жуйковым Е.П., Паршуковой Л.А., Герасимовым Г.Т., Белеем И.И., Шенбергером В.М.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести разделов, библиографии из 422 наименований работ отечественных и зарубежных авторов, 85 страниц приложений.

Объем работы 719 страниц, в том числе 72рисунка. 150 таблиц.

Диссертационная работа представляет собой научное обобщение существующих представлений и собственных исследований по предотвращению и ликвидации поглощений при бурении и заканчивании скважин, по обеспечению устойчивости стенок скважин в глинистых породах, по повышению качества вскрытия и разобщения флюидосодержащих пластов, по совершенствованию технологий физического воздействия на растворы и проницаемые горные породы, которые базируются на обобщении фильтрационных процессов в системе: "скважина-пласт". В работе также приводятся результаты исследований сравнительной коррозионной стойкости специальных тампонажных материалов для различных термобарических условий, что позволило обосновать их опытно-промышленное производство по ресурсосберегающим технологиям.

На различных этапах выполнения работы большую помощь оказывали профессора, доктора технических наук Агзамов Ф.А., Каримов Н.Х., Поляков В.Н., Шарипов А.У., Шатов А.А., доценты к.т.н. Галиакба-ров М.Ф., к.т.н. Зварыгин В.И., к.т.н. Рожков В.П., к.т.н., с.н.с. Гнез-

до» В.П., к.т.н. Герасимов Г.Т., к.т.н. Жуйков Е.П., к.т.н., с.н.с. Дровии-ков П.Г., к.т.н. Паршукова Л.А., к.т.н., с.н.с. Прасолов В.А., к.т.н. Шара-футдинов 3.3., к.т.н. Шенбергер В.М., опытные производственники Григорьев Е.И., Кирилов Г.В., Басманов A.A., Еремеев В.А., Слижевский Е.А., соискатели Подшпбякин A.B., Харламов К.Н., аспиранты Сафарба-ков И.З., Фалейчик И.П., Еланцева С.Ю., которым автор глубоко благодарен.

Особую признательность и искреннюю благодарность автор выражает своим учителям и коллегам, докторам технических наук, профессорам Юрию Степановичу Кузнецову, Мидхату Рахматулловичу Мавлютову, |Влад.им!фу Михайловичу Кравцову! Леониду Александровичу Алексееву, Василию Павловичу Овчинникову за постоянное внимание, заботу и творческое сотрудничество.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

Во введении обоснованы актуальность диссертационной работы, определена ее цель, приведены основные результаты работы, сформулированы научные положения, выносимые на защиту.

Ниже будут рассмотрены основные этапы выполненной диссертационной работы в соответствии с целью и сформулированными выше задачами исследований.

АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ВОПРОСА.

Анализ состояния вопроса основан на результатах строительства скважин на нефть и газ в сложных условиях Восточной и Западной Сибири за период от начала восьмидесятых годов до настоящего времени, при этом наиболее интересен период интенсификации буровых работ в 1985-1988 г.г. Сравнение достигнутого уровня технологий позволяет выделить как общие закономерности, так и особенности, которые позволяют объективно рассматривать и оценивать проблемные вопросы предупреждения и борьбы с осложнениями, обусловленные фильтрационными процессами в системе "скважина-пласт".

При прочих равных условиях в процессе сооружения скважин на нефть и газ первостепенными являются следующие задачи:

1) обеспечение безаварийного бурения до проектной глубины при условии минимизации затрат на осложнения (поглощения, нефтегазоводо-проявления и т.д.);

2) обеспечение качественного вскрытия продуктивных пластов с целью реализации их максимальных возможностей уже на стадии испытания на продуктивность;

3) обеспечение качественного проведения работ как на стадии первичного крепления ствола скважины, так и при повторном вскрытии, освоении продуктивных пластов, при исправительных и капитальных ремонтах, что должно гарантировать необходимый срок службы скважины с учетом охраны недр и окружающей среды.

Детальное изучение геологического строения разрезов скважин на перспективных на нефть и газ площадях Красноярского края показывает, что здесь геологоразведочные работы осуществляются в двух различных по геоклиматическим условиям регионах: Сибирской платформе и Енисей-Хагангском прогибе. Для Сибирской платформы характерным является сложность строения: чередование по разрезу пластов и пачек каменной соли, карбонатных, сульфатных и других пород, при этом до 30 % составляют интрузии долеритов. Последние встречаются на разных глубинах и, являясь трещиноватыми, сформировали на границах с осадочными породами так называемый "ореол трещиноватости", к которому приурочены зоны поглощений растворов. Пластовые воды, встречаемые в разрезе, преимущественно хлоридно-натриевого типа, иногда содержащие ионы калия.

В разрезе Енисей-Хатангского прогиба преобладают песчано-глинистые слабосцементированные породы мезозойского возраста, верхняя часть которого представлена многолетнемерзлыми породами. Газовые и газоконденсатные залежи в разрезах приурочены к отложениям среднего и нижнего мела, а также юры. Пластовые давления близки к гидростатическим, однако в отложениях юры могут достигать аномальных значений.

Основными факторами, определяющими особенности технологии бурения и крепления скважин в Восточной Сибири, являются:

- большинство разрезов имеют низкие значения градиентов раскрытия трещин (гидроразрыва), что приводит к поглощениям буровых и там-понажных растворов'при незначительных репрессиях на стенки скважин (вероятность встречи таких зон в одной скважине около 100 %);

- количество зон с АВПД и АНПД, а также содержащих пластовые флюиды, может составлять в одной скважине от двух до семи и более, при этом одновременно со стволом могут взаимодействовать до двух-трех таких интервалов;

- разрезы большинства скважин платформенной части Красноярского края содержат от 1 до 15 интрузий долеритов, суммарная мощность которых может достигать 100 м и более;

- продуктивные слои горных пород представлены широкой гаммой коллекторов (от поровых, гранулярного типа - до трещинных, карбонатного и смешанного типов, низкой пористости и проницаемости), глубина залегания которых изменяется от 1700 до 4500 м;

- наличие в верхней части разрезов многолетнемерзлых пород, мощность которых увеличивается в меридианальном направлении (до 800 м на Таймырском полуострове);

- для условий бурения в Енисей-Хатангском прогибе характерны интенсивные обвалы стенок скважин, кавернообразования, сальникообразо-вания, поглощения и др.;

- при креплении скважин специфичным является недоподъем тампо-нажного раствора до проектных отметок, смятие колонн в интервалах ММП, гидратообразования, низкое качество цементирования колонн, их негерметичность и т.д.

- температуры на устье скважины могут изменяться от 305К летом до 213К зимой.

Для Западно-Сибирской низменности характерна достаточно высокая, изученность геолого-стратиграфического строения разрезов слагающих пород. По данным многочисленных исследователей (Казаринов В.П., Канта-рович А.Э., Ушатинский И.Н., Шишигин С.И., Туезова H.A. и др.) здесь выделяют два этажа пород. Нижний представлен метаморфизированными породами фундамента, а верхний - породами осадочного чехла. В мета-морфизированных породах преобладают сланцы, встречаются алевролиты и песчаники, реже известняки и др. В отложениях осадочного чехла преобладают аргиллиты, алевролиты, песчаники, глиносодержащие породы и глины различной степени уплотненности. В верхней части разреза (четвертичная система) присутствуют озерно-алювиальные образования: супеси, суглинки, глины и пески.

В работе приведены подробные сведения о геологическом строении основных нефтегазоносных районов Западной Сибири, поэтому ниже анализируются особенности технологии бурения и крепления скважин в наиболее сложных, по мнению автора, условиях (на примере Комсомольской и Талинской площадей, а также в газодобывающих районах Ямала и др.).

Основные осложнения здесь обусловлены обвалами пород, каверно-образованиями, прихватами бурильных и обсадных труб, потерей ствола, недоподъемом тампонажных растворов при креплении скважин, нарушением резьбовых соединений обсадных колонн и существенным влиянием на эти процессы траекторий стволов наклонно направленных и горизонтальных скважин, раббт по поддержанию пластового давления, смятием колонн

в интервалах залегания ММП и т.д. При этом отдельной проблемой является качественное первичное и повторное вскрытие продуктивных (прежде всего низкопроницаемых) пластов, а также качество работ при спуске и цементировании обсадных и эксплуатационных колонн при закан-чивании скважин.

Например, для месторождений Красноленинского свода (Талинская площадь) обвалообразования и проработки ствола обусловлены неустойчивостью глинистых отложений монтмориллонитового типа (до 75 % пород разреза). Основным фактором, приводящим к осыпям в этих условиях является увлажняющее действие фильтрата бурового раствора, которое сопровождается расклинивающим действием давления набухания, возможным влагопереносом под действием осмотических явлений (концентрация солен, действие температуры, электрокинетические явления и т.п.). Данные виды осложнений предъявляют особые требования к технологии промывки, очистке и химической обработке применяемых типов промывочных жидкостей, методам воздействия на растворы и стенки скважин при бурении и заканчивании скважин.

Продуктивные пласты большинства месторождений Западной Сибири представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами, проницаемость которых изменяется в широких пределах (0,003-0,8 мкм2) и в среднем составляет около 0,232 мкм2.

Анализ вскрытия низкопродуктивных пластов на стадии разведки месторождений (по данным бывшей Главтюменгеолопш) показывает, что при проведении дополнительных работ по интенсификации притока нефти возможно кратное увеличение дебита. Это доказывает необходимость того, что при вскрытии низкопроницаемых коллекторов необходимо целенаправленно осуществлять выбор типа жидкости для вскрытия и глушения скважин, а также методов и технических средств, позволяющих сохранить проницаемость призабойной зоны.

При вторичном вскрытии продуктивных пластов в 80-е годы наибольшее применение в бывшем Главтюменнефтегазе нашли специальные жидкости и методы: инвертно-эмульсионные растворы, пенные системы, солевые растворы, перфорация на насосно-компрессорных трубах в различных средах и т.д., на долю которых приходилось более 50 % (1985 - 52 % годового фонда скважин).

В условиях ограниченного времени воздействия фильтратов бурового и тампонажного растворов (50-60 час), при нормируемых репрессиях на продуктивный пласт и глубине проникновения фильтрата не более двух диаметров скважин, в Западной Сибири получают удовлетворительные ре-

зультаты при о.своеиии и испытании скважин (при проницаемости продуктивных коллекторов более 0,1 мкм2). Оценка блокирующей способности фильтратов буровых растворов, применяемых для промывки скважин в указанный период показывает, что коэффициент восстановления проницаемости для них находится в пределах 80-85 %. Однако такое влияние на продуктивность скважин ощутимо в начальный период (до 6 мес.), а в дальнейшем происходит очистка призабойной зоны и коэффициент гидродинамического совершенства (ОП) у большинства скважин приближается к 1. В условиях низкопроницаемых коллекторов (менее 0,1 мкм2) требуется более тщательный выбор жидкостей вскрытия и глушения скважин (ИЭР, ингибирующие составы) и технологий воздействия на проницаемые породы (депрессия, гидроимпульсная и гидромониторная обработка и т.п.).

Вскрытие и разобщение продуктивных (флюидосодержащих) пластов, а также крепление колонн имеет как общие черты, так н различия, характерные для условий'бурения в Западной и Восточной Сибири.

Бурение разведочных скважин в Восточной Сибири осуществляется по вертикальному профилю, а крепление эксплуатационных колонн должно осуществляться до устья. Применяемый (порой вынужденно) обратный способ цементирования имеет больше недостатков, чем достоинств. Поэтому на Сибирской платформе некачественное крепление обсадных колонн в 80-е годы отмечено в 39,3 % случаев, при этом доля некачественно зацементированных секционных колони составила 57,7 %, а промежуточных - 63,2 %.

Специфику формирования крепи скважины в Западной Сибири определяет способ их сооружения с кустовых площадок по наклонно направленному профилю, а также наличие в большинстве разрезов ММП (что характерно также для севера Восточной Сибири).

Анализ качества крепления наклонно направленных скважин (выполненный совместно с В.М.Шенбергером) за указанный период показывает, что существенное влияние на герметичность обсадных колонн и успешность их эксплуатации оказывают параметры ствола наклонно направленной скважины.

Опыт крепления скважин в буровом предприятии Тюменбургаз, осуществляющего разбуривание месторождений (Ямбургское, Уренгойское, Ен-Яхинское, Юбилейное, Медвежье и др.) в крайне неблагоприятных геокриологических условиях свидетельствует о проблемном характере работ по обеспечению качества цементирования, прежде всего эксплуатационных (особенно комбинированных) колонн.

Таким образом, проведенный анализ состояния проблемных вопросов послужил основой для сформулированных выше цели и задач исследовании, позволил аналитически обосновать приводимые результаты исследований.

РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНОГО ПОДХОДА К ПРОБЛЕМЕ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ ПОГЛОЩЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ И ЗАКАНЧИВАНИИ СКВАЖИН НА СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЕ

Поиск и разведка месторождений углеводородного сырья в Восточной Сибири и, прежде всего, на Сибирской платформе осуществляется глубоким бурением в сложных и недостаточно изученных горно-геологических условиях, где требуется накопление опыта и выбор приоритетных направлений по созданию новых и совершенствованию применяемых технологий предупреждения и ликвидации осложнений. До настоящего времени остается недостаточно разработанной проблема комплексного подхода к процессам изоляции проницаемых пластов и горизонтов, когда практически в каждой скважине встречаются несколько гидродинамически взаимодействующих объектов с резко отличающимися коллекторскими, гидравлико-механическими и другими параметрами (аномальность пластовых давлений, развитая трещиноватость по всему разрезу, склонность пород к гидроразрыву, преобладание полных и катастрофических поглощений и т.п.).

В таких условиях существующие гипотезы и схемы по изоляции проницаемых пород не позволяют достаточно полно объяснить процессы и явления в системе "скважина-проницаемые пласты" и предложить эффективные технологические решения.

Так, гипотеза о существовании в приствольной зоне трех концентричных слоев (Ангелопуло O.K., Гамзатов С.М., 1970 г.) объясняет модель, характерную для хрупких пород-покрышек и гранулярных пород-коллекторов.

Общепринятые представления о трещинном коллекторе как системе с "двойными" фильтрационно-емкостными свойствами (блоки матрицы и системы межблоковых пустот) в первом приближении объясняют фильтрационные процессы и явления в поглощающих породах-коллекторах разрезов Сибирской платформы (Смехов Е.М. - 1974 г.). Однако сложность и не однозначность существующих классификаций трещинных и, прежде всего, карбонатных коллекторов (Багринцева К.И. - 1982 г.; Денк С.О. - 1992 г.) не

позволяют однозначно определить тип коллектора и наметить стратегию выбора метода его изоляции.

На основе анализа существующих классификаций и результатов гидродинамических и промыслово-геофизических исследований интервалов поглощающих пород нами было предложено классифицировать коллектора поглощающих интервалов как трещннно-кавернозные и трещинно-поровые, имеющие неоднородное строение и развитую систему различных по формам и размерам трещин в деформируемых пластах.

Это позволило, особенно в условиях взаимодействия объектов, определить оптимальные методы их гидродинамических (кратковременные отборы и нагнетания пластовых флюидов на нескольких квазистационарных режимах) и геофизических (расходо-, каверно- и телеметрия) исследований. Результаты исследований позволили выбрать и обосновать механизм изоляции проницаемых пластов, разработать оптимальную для каждого конкретного случая технологическую схему производства изоляционных работ. По мере раскрытия трещин рекомендовано последовательно переходить от коагуляционно-тиксотропных составов к конденсационно-кристаллизационным, либо комбинировать их путем последовательного нагнетания в пласт с введением различных наполнителей, структурообра-зователей и т.п.

Проведенный анализ позволил разработать комплексный подход к процессу изоляции проницаемых пород при бурении скважин на Сибирской платформе, схема которого представлена на рис. 1. Наиболее насыщенным и лабильным является 4 уровень схемы, содержащий составные линейные элементы по видам воздействий. Этот уровень по мере накопления знаний, совершенствования серийных и разработки новых технологий и технических средств, должен развиваться и дополняться, формируя банк-данных для данной площади, месторождения, региона.

В работе такой подход реализован на примере разработки технологии применения упругодеформируемого наполнителя из отходов производства вулканизированного латекса в буровые и тампонажные растворы. Вулканизированный латекс, имея объемный вес 100 кг/м3 и обладая замкнутой пористостью, способен упруго деформироваться под действием давления в зависимости от глубины. При продавливании в пласт и контакте со стенками каналов и трещин он способен расширяться за счет реализации упругих свойств. При этом меняются общепринятые представления о соотношении размеров поглощающих каналов и частиц наполнителя (критерии Абрамса), что дополняет и развивает технологию намыва наполнителей в зону поглощения буровых и тампонажных растворов.

Шродесс изоляции проницаемых пород

2.1 Изолируемый объект -2.2. Изолирующие системы

2.3 Параметры технологического процесса

3.8.Гид- 3.9.Термо-

равличес- химичес-

кие кие

3.10.Время

■е-

м Ь м

со Ф

3з Ч> О

а р м

0 о о

Д X ■а

0) о о

а В о

я н

ш К е*

н и

» о

к

о 0

о X

ч

Рис. 1. Схема комплексного подхода к процессу изоляции проницаемых пород для условий Сибирской платформы: 1 - процесс изоляции (тип схемы); 2 - составные части схемы (категория); 3 - сочетание элементов схемы (группа); 4 - линейные элементы схемы (вид воздействия или взаимодействия)

На третьем уровне схемы, при сочетании линейных ее элементов, формируются группы, аккумулирующие за счет причинно-следственной связи блок информации (знаний о данном процессе или явлении). Сочетание групп третьего уровня формирует второй уровень, который по иерархии схемы представляет собой основную для выбора метода изоляции категорию. Три основные категории второго уровня формируют представления о процессе изоляции проницаемых пород с позиций комплексного подхода к проблеме предупреждения и ликвидации поглощений для условий строительства скважин на Сибирской платформе.

Реализация комплексного подхода при борьбе с осложнениями на ряде геологоразведочных скважин Красноярского края позволила, при минимуме технологических операций, в 1,5 - 2,0 раза повысить эффективность изоляции поглощающих пластов в условиях межпластовых перетоков с одновременным снижением на 30-50 % затрат времени и средств.

РАЗВИТИЕ ТЕОРЕТИЧЕСКИХ АСПЕКТОВ ОБЕСПЕЧЕНИЯ

УСТОЙЧИВОСТИ СТЕНОК СКВАЖИН И ВЫБОРА ТИПА

РАСТВОРА ПРИ БУРЕНИИ В ГЛИНИСТЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ

В настоящее время общеизвестным является утверждение, что применение при промывке скважин полимерных растворов позволяет увеличить механическую скорость бурения в среднем на 15 %, сократить продолжительность бурения на 20-25 %, повысить износостойкость долот на 3 %, снизить стоимость проходки на 20-25 % и т.д. За рубежом применение таких растворов (США,Канада) началось в середине 50-х годов, в то время как у нас в стране применение безглинистых и малоглинистых полимерных растворов относится к первой половине семидесятых годов и связано с работами Кистера Э.Г., Ахмедова К.С., Дедусенко Г.Я., Скаль-ской У.А., Липкеса М.И., Мавлютова М.Р., Шарипова А.У. и др.

Наличие большого количества различных по природе и составу полимерных реагентов делает затруднительной их единую классификацию, а разнообразное их воздействие делает конечный результат не всегда предсказуемым. Так, в зарубежной практике распространена классификация полимеров-флокулянтов в зависимости от функционального их назначения: селективного, двойного и полного действия. Причем наиболее сложное действие полимерных реагентов проявляется в полидисперсных гетерогенных системах (прежде всего глинистых и малоглинистых растворах).

Для полимерных растворов характерна псевдопластическая реологическая модель, у которой вязкостные свойства существенно зависят от скорости сдвига. Так, в диапазоне скоростей сдвига, характерных для истечения из насадок долота, вязкость полимерного раствора приближается к вязкости воды, что обеспечивает снижение гидравлических сопротивлений и позволяет подводить к долоту большую гидравлическую энергию, улучшает очистку призабойной зоны, способствует адсорбционному понижению прочности пород и т.п. В то же время в диапазоне скоростей сдвига, характерных для течения в затрубном пространстве, полимерный раствор имеет повышенную вязкость, что улучшает его транспортирующую функцию и делает предпочтительным при бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин.

Применение полимерных растворов с низким содержанием твердой фазы позволяет осуществлять бурение на "сбалансированном" давлении, а к явным их преимуществам следует отнести улучшенные противоизнос-ные и смазывающие свойства, ингибирующую способность по отношению к глинистым породам, широкий диапазон регулирования фильтрационных свойств. Применение полимерных растворов позволяет создавать малопроницаемые фильтрационные корки и слои (непроницаемые "мембраны" с достаточной степенью совершенства), уменьшающие вла-гоперенос фильтрата бурового раствора (пластовых вод) в глинистые и глиносодержащие породы, обеспечивая устойчивость стенок скважин.

Научный и практический интерес представляют полимерсолевые растворы, дисперсная фаза которых создается путем образования комплексов между полимерами, ионами металлов и более грубодисперсными кольматантами (Мавлютов М.Р., Нигматуллина А.Г. и др. - 1988 г.).

Существующая тенденция к увеличению объемов применения полимерных растворов при вскрытии продуктивных пластов требует дополнительного изучения и до сих пор является предметом дискуссий.

Полностью устранить увлажнение пород при бурении практически невозможно, но путем соответствующей обработки раствора влагопере-нос можно значительно ограничить. В растворах сущность ингибирова-ния заключается в частично регулируемой коагуляции глинистых частиц, их агрегировании, которое обусловлено взаимодействием с катионами, связывающими более прочно глинистые частицы и повышающими заряд ионной оболочки, что приводит к сжатию диффузного слоя мицелл и уменьшению количества связанной воды (Ахмадеев Р.Г. - 1985 г., Ивачев Л.М. - 1987 г.).

Для полимерглинистых растворов, как метастабильных систем, характерны контактные взаимодействия, которые определяются появлени-

ем фазовых полимерных образований, выделяющихся как в объеме дисперсионной среды, так и на поверхности частиц дисперсной фазы и породах стенок скважин.

Сооружение скважины изменяет не только поле напряжений в массиве пород, но и нарушает его влажностное состояние. Основными факторами, влияющими на формирование нового влажностного состояния массива пород, являются возникающие неравномерные сжимающие напряжения и соотношения между химическими потенциалами поровой воды и бурового раствора (Овчаренко Ф.Д. - 1979 г.). При этом энергия связи воды как фактор устойчивости глин и глиносодержащих пород играет двоякую роль: способствуя увлажнению и развитию гидратацион-ных напряжений, она ускоряет нарушение устойчивости массива, а увеличивая реологические свойства адсорбированной воды (вплоть до твер-дообразного состояния - слои Штерна) она противодействует поступлению дополнительной воды и проявлению разрушающих гидрата-ционных напряжений. В глиносодержащих породах с малой удельной поверхностью (аргиллиты, глинистые сланцы) связывающее действие адсорбированной воды уменьшается, а разрушительное действие гидрата-ционных напряжений увеличивается (Войтенко В.С.-1985 г.).

Учитывая изложенное автором (совместно с Ю.С.Кузнецовым, Л.А.Паршуковой, Г.Т.Герасимовым) разработан комплексный подход к оценке устойчивости глинистых отложений при бурении скважин в Западной Сибири (на примере Комсомольской и Талинской площадей).

На основании лабораторных (состав и свойства растворов, набухание и ингибирование глин) и промыслово-геофизических методов (гамма-гамма метод, нейтрон-нейтронный по тепловым и надтепловым нейтронам, нейтронный гамма-метод и др.) уточнена методика расчета времени устойчивости глинистых и глиносодержащих пород в среде глинистых и полимерглинистых растворов (ВНИИКрнефть, РД39-014-70-09-723-88, авт. Аветисян Н.Г., Паршинян Л.А, Фролов Е.П.).

Нами были обработаны данные кавернометрии и нейтронного каротажа (НК-Т) по 80 скважинам Комсомольской площади, которые показали, что интенсификация нарушения стенок скважин в результате увлажнения пластичных глин происходит при достижении ими весовой критической влажности %, которую целесообразно использовать

в расчетах для оценки времени устойчивости глин.

Аналогичная статистическая обработка промысловых результатов была проведена для аргиллитоподобных (сланцеватых) глин и аргиллитов Талинской площади, весовая критическая влажность для которых составила \УкРЕ=22 %.

С учетом полученных данных проведены расчеты времени увлажнения глин 1увл.} которые представлены в табл. 1.

Таблица 1

Результаты расчета времени устойчивого существования ствола-Км. скважины в глинистых отложениях по различным методикам

Плотность 1уш|„ сут

глинистых По методике По методике ТюмГНГУ

пород, кг/м3 ВНИИКрнефть (предлагаемая)

1700 118 Эрозионный размыв скважин, 1увл. - мало (часы)

2030 119-120 То же

2230 183 4-12

2500 37-145 5

С целыо проверки результатов расчетов, полученных по методике ТюмГНГУ, был проведен дополнительный анализ результатов ГИС по скважине Р-139 Федоровской площади, которые подтвердили тот факт, что интенсивное кавернообразование в результате увлажнения глинистых пород в аналогичных интервалах отмечается в первые 13 суток, что подтверждает реальность проведенных нами расчетов.

С учетом разработанного методического подхода и основываясь на современных представлениях о физико-химическом взаимодействии буровых растворов с глиносодержащими породами (В.Д.Городнов, Р.Г.Ахмадеев, В.И.Рябченко - 1990 г.), которое обусловлено прежде всего гидрофильностыо глин и проявляется через действие адсорбционных, капиллярных, диффузионных и осмотических сил, нами разработан научный подход к поинтервальному выбору типа и состава бурового раствора для условий Западной Сибири (на примере Талинской площади).

Суть подхода заключается в том, что при разбуривании пластичных глин рекомендуется для обработки растворов применять полимеры низкой и средней молекулярной массы линейного строения, а для сланцеватых глин наиболее оптимальны буровые растворы, обработанные полимерами высокого молекулярного веса, имеющих разветвленное строение молекул.

Данный подход дополняют исследования ингибирующих свойств различных растворов, которые оценивались по предложенному в ТюмГНГУ экспресс-методу (на базе методики В.Д.Городного) с помощью модернизированного прибора Жигача-Ярова (совместно с Зозу-

лей В.П. - АлНИ - 1995 г.), что позволило сократить время испытаний и рекомендовать методику к применению в промысловых условиях. В результате исследований разработан и рекомендован к внедрению ингиби-рующий раствор на основе комплексной соли (заменитель хлористого кальция), который эффективнее серийно применяемых хлоркальциевых растворов при вызове притока нефти из заглинизированных коллекторов [решение на выдачу патента на изобретение от 23.04.97, № 96102916/03, (004852)].

ОБОБЩЕНИЕ, ИССЛЕДОВАНИЕ И УПРАВЛЕНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННЫМИ ПРОЦЕССАМИ В СИСТЕМЕ "СКВАЖИНА-ПРОНИЦАЕМЫЕ ПЛАСТЫ"

В процессе вскрытия, разобщения и испытания нефтегазосодержа-щих пластов происходит изменение естественной проницаемости пород в результате взаимодействия их с буровыми и тампонажными растворами, жидкостями для освоения и глушения скважин.

Достижение полного сохранения естественной проницаемости пластов в процессе вскрытия в настоящее время практически невозможно (трудно осуществимо). Главными факторами, обуславливающими ухудшение проницаемости при воздействии технологических жидкостей на проницаемые пласты обычно считают проникновение (фильтрацию) в них жидкой и твердой фаз, которые различным образом взаимодействуют с материалом пород-коллекторов и содержащимися в них флюидами. При этом анизотропия фильтрационно-емкостных свойств коллектора по толщине и простиранию в результате такого техногенного воздействия снижает потенциальные добывные возможности продуктивного пласта.

Анализ причин снижения продуктивности скважин показывает, что, в основном они возникают на стадиях бурения и заканчивания и определяются, прежде всего, величиной радиуса зоны "ухудшенной" проницаемости. Наиболее распространенными жидкостями, применяемыми в процессе бурения в интервалах нефтегазоносных пластов, являются в настоящее время буровые растворы на водной основе: глинистые, полимерглинистые, полимерные, гель-системы, с конденсированной твердой фазой и т.д.

Известно, что применение глинистых растворов в Сибири и других регионах увеличивает сроки освоения скважин на 30-35 % и снижает начальные дебиты на 15-40 %. Введение ПАВ в растворы на водной основе может снизить отрицательное воздействие фильтрата на продуктивный пласт, но полностью не исключает этот эффект. При этом возможно су-

щественное снижение газопроницаемости при применении различных ПАВ (превоцел, дисольван, сульфанол и т.п.), особенно при повышенных концентрациях.

С позиций сохранения проницаемости коллекторов считается целесообразным применение ингибированных буровых растворов, что позволяет увеличить коэффициент удельной продуктивности пластов до 4045 % (Мовсунов A.A. и др.).

Ряд исследователей указывает на эффективность применения водо-полимерных буровых растворов (Шарипов А.У. -1982 г., К.В.Антонов -1986 г.), которые способствуют увеличению дебитов в 1,5-1,8 раза. В то же время различные полимеры в составе водополимерных жидкостей по разному влияют на проницаемые пласты (Э.У.Мамаджанов - 1990 г.).

Большой опыт применения растворов на углеводородной основе указывает на значительное их преимущество по сравнению с водными буровыми растворами. При нормальной температуре фильтраты растворов на нефтяной основе практически не снижают проницаемость кернов (ß=100 %), а при температуре 125°С коэффициент ß снижается до значений 92-95 %.

Тампонажные растворы также существенно снижают коллектор-ские свойства продуктивных пластов, вскрытых с промывкой буровыми растворами на водной основе. Основной причиной в этом случае является воздействие фильтрата тампонажного раствора и частиц цемента. Так, проницаемость образцов керна по керосину, после насыщения их фильтратами цементных растворов, составила 34-53 % по отношению к исходной (Krueger R.F., King G.E. и др. - 1986 г.). Согласно другим данным фильтрация после воздействия цементного раствора может снизится на 25-100 %. При этом наличие фильтрационной корки и зоны кольматации ограничивает фильтрацию до малых значений (от 0,1 до 1 % от объема воды затворения цементного раствора для большинства горных пород).

Таким образом, изменение фильтрационных характеристик коллектора в призабойной зоне проницаемого пласта под воздействием буровых и тампонажных растворов является результатом совокупного действия следующих факторов:

- закупоривания поровых каналов дисперсной фазой растворов и шламом выбуренной породы (кольматация);

- набухания глинистых минералов, содержащихся в коллекторе;

- сужения поровых каналов вследствие образования адсорбционно-гидратных слоев;

- образования в коллекторе устойчивых эмульсий или газовых дисперсий;

- образование твердых нерастворимых осадков в результате химического взаимодействия фильтратов и компонентов растворов с пластовыми флюидами;

- миграции твердых частиц, отрывающихся от поверхности поро-вых каналов под воздействием фильтратов растворов, по каналам пласта и сужения их проходного сечения при осаждении частиц.

В целом формирование "блокады" призабойной зоны пласта (ПЗП) происходит под действием многообразных процессов, возникающих и протекающих в результате нарушения термодинамического равновесия в пласте при изменении температуры, давления, состава и соотношения фаз, заполняющих фильтрующее пространство.

При фильтрации бурового раствора можно выделить четыре зоны: внешняя фильтрационная корка на стенке ствола скважины; внутренняя фильтрационная корка (зона образования сводовой перемычки), протяженность которой составляет приблизительно два диаметра проникших частиц; зона проникновения твердой фазы при мгновенной фильтрации, протяженность которой зависит от соотношения каналов проницаемой породы и размера частиц твердой фазы раствора; зона проникновения водной фазы бурового раствора.

Многими исследователями зоны образования сводовой перемычки и проникновения твердой фазы при мгновенной фильтрации рассматриваются как единая зона, называемая зоной кольматации.

В целом воздействие твердой фазы бурового раствора на коллектора заключается в необратимом закупоривании поровых каналов и снижении проницаемости в этой зоне. Степень снижения проницаемости продуктивных отложений в зоне интенсивной кольматации может быть значительной и определяется размерами кольматационного слоя и его проницаемостью. С точки зрения качественного вскрытия пластов данный слой должен быть неглубоким и обладать минимальной проницаемостью для исключения проникновения больших объемов фильтрата. С другой стороны, при освоении и эксплуатации скважин не должно вызывать затруднения удаление защитного слоя и восстановление фильтрационных свойств призабойной зоны.

По результатам лабораторных исследований установлено, что чем выше пористость и проницаемость пласта или пропластка, тем больше глубина зоны кольматации.

Поскольку зона кольматации является частью изолирующего экрана во взаимосвязанной системе "скважина-пласт" и ее проницаемостью во многом определяется объем отфильтровавшейся в пласт дисперсионной среды, то снижение степени закупоривания низкопроницаемых кол-

лекторов является одной из причин глубокого проникновения в них фильтратов буровых и тампонажных растворов.

В целом взаимосвязь фильтрационных свойств буровых и тампонажных растворов и фильтрационных характеристик пластов-коллекторов в системе "скважина-пласт" можно представить в виде схемы, обобщающей представления о кольматационных процессах (рис. 2).

Известно, что повышение качества буровых растворов определяется совершенствованием компонентного состава и эффективным воздействием на них в циркуляционной системе. Например, дополнительным диспергированием твердой фазы можно при одном и том же ее содержании в 1,5 раза уменьшить фильтратоотдачу, в 2-3 раза увеличить структурную вязкость, в 6-9 раз - динамическое напряжение сдвига, уменьшить содержание "песка", улучшить стабильность и т.д. (Л.М.Ивачев - 1987 г.).

Применительно к буровым и тампонажным системам эффективным физическим воздействием является создание волнового поля импульсов давления определенной частоты и амплитуды (Ю.С.Кузнецов - 1972 г.), хотя известны положительные результаты применения обработки растворов электрическим током, магнитным полем и др.

Подготовка качественного раствора начинается в наземной циркуляционной системе. Поэтому в работе приводятся результаты разработки устройства для приготовления буровых и тампонажных растворов (A.c. № 1731262, совместно с В.П.Овчинниковым, Ю.С.Кузнецовым, Н.А.Петровым), которое представляет собой струйно-механический дис-пергатор, сочетающий преимущества гидродинамического и механического воздействия. Такое воздействие особенно эффективно при работе с зернистыми, пластинчатыми и некондиционными порошкообразными материалами.

В скважине гидродинамическая обстановка не всегда позволяет создать или реализовать дополнительное гидравлическое или гидродинамическое воздействие на буровые и тампонажные растворы, поэтому автором предложен (совместно с Белеем И.И., Афониным В.Н., Коноваловым B.C.) технологический подход к управлению процессами формирования фильтрационной корки и кольматационного экрана при вскрытии продуктивных пластов.

При первичном вскрытии проницаемого пласта рекомендуется осуществлять бурение в течение полутора-двух часов (первая динамическая фильтрация).

к

с

в

<9 41

И ь я

и >о

и О

р ГС

(Д а

У №

и

в л

И

к я

§ ь о 3 Н

>4 Р. о

а Ы й

о 5 с

С в а

2 « а 5

^ м О —

р К Ч «

к 3 й й

м (в о р< нл» «) он И В £ « и н Я ™ « й я В Й * йв^яе

£ РчД й о Н о

С « м к а

1 I 1

О >г4 Ц?

¡4!

и

и и 8 ь

5 я ^ н &5 о ° ПВО о

,>• И П А

« 3

к« 2 и и 2 о й

В СЗ-

5 «

Я а.

Я и

л н

"сг д н Я " к « а в н о И Зе-лЗ ССП о

Изменение конструкции забоя скважины за счет "разгрузкп"приэабойной зоны с целью увеличения и регулирования притока нефти в скважину____

Увеличение межремонтного периода работы скважины,уменьшение ее обводненности вследствие надежного разобще-/нпя водо-и нефтеносных горизонтов по □аколонному и межколопному иростран-

Увеличение начального дебпта скважи-ны.ускорение процесса ее освоения за счет обеспечения прямой гидравлической связи незагрязненного пласта со скважиной после преодоления кольыата-цпошюго экрана перфорацией или деколь-матацией продуктивного горизонта

, Недопущение загрязненности продуктив--1 пого пласта фильтратом промывочного и тамнонажного растворов _

Увеличение полноты вытеснения промы— ^вочпой жидкости тампонажньш раствором I и снижение сопротивлений движению тампопажиого раствора

Упрощение конструкции скважины за счет /возможного сокращения количества про— межуточных и технических колонн__

\ Обеспечение подъема таыпонажного раст-' вора за колонной до проектных отметок

Снижение требований к промывочной - жидкости по плотности и объему хпыи-ческой обработки____

\ Ускорение проведения геофизических / работ в скважипе

IОбеспечепие прямого контакта цементно-{ го раствора с породой при цементировании обсадных колонн _

Снижение сальиикообразованпя и возмож \ности прихватов инструмента за счет 'явлення "прижатия" к породе нри перераспределении давления в зоне контакта

I Снижение вероятности поглощений про— - мывочной жидкости и гаэоводонроявле— пий за счет копьматации пород_

' Снижение гидравлических потерь в кольцевом пространстве скважины_

I Снижение вероятности зависания бурильной колонны,улучшения условий передачи осевой нагрузки па долото,т.е. реализация условий оптимизации режп-

I ма бурения_

^Снижение расхода энергии на холостое вращение бурильной колонии

-г

р

а.

к

о

«

к « о

5 Й

и ¡3

О.

>, С

ю Й

к

о, с 1 СЗ

ы *

о О.

а. <и

о «

с О

* о О

13 2

о о

а Я К й •в-

Ж X

о а 3

с Ш

сз Я

я Ём

ее Я

Н О

2 Р.

с

^

ч

о Й

к 5

о

И

о о

X о

о

к а к

5 к

ч> и

Э 3

ю о

о о

ю со

О СЗ Р.

Г-4

о

а.

Затем прекратить циркуляцию (либо приподнять инструмент и осуществлять промывку выше проницаемой зоны) на 1,5-2 часа и продолжить процесс вскрытия всего интервала проницаемого пласта с остановкой промывки в его подошве, либо через каждые два часа бурения. В итоге объем от-фильтровавшейся в пласт водной фазы раствора может быть снижен на 50 % и более, что существенно улучшает качество его вскрытия.

Для таких условий исследованы различные по проницаемости песчаники и составы буровых растворов (торфяные, шлам-лигниновые, асбесто-солегелевые и др.), в результате которых была получена следующая формула для расчета глубины проникновения фильтрата бурового раствора в пласт:

+ + (1)

V т-а

где

Яф - радиус проникновения фильтрата раствора в пласт, см; Яс - радиус скважины, см;

Ф'уД.д - удельная скорость фильтрации бурового раствора в режиме первой динамики (промывки), см3/час-см2; 1| - время первой динамической фильтрации, час; ш - эффективная пористость породы, доли ед.; а - коэффициент вытеснения нефти фильтратом, доли ед.; Фудср. - средняя удельная скорость фильтрации при последующих режимах промывки ("статика-динамика"), см3/час.см2; 12 - продолжительность воздействия на продуктивный пласт при последующих режимах промывки ("статика-динамика"), час. Наибольшая глубина проникновения фильтрата отмечается для песчаников с Кпр<0,06 мкм2, не содержащих в цементирующем веществе глинистого материала.

Если позволяет гидродинамическая обстановка в скважине (отсутствуют осыпи и обвалы пород, склонность к гидроразрыву, есть резерв гидравлической энергии и т.д.), то целесообразным является физическое воздействие на проницаемые породы стенок скважин с целью управления фильтрационными процессами в системе "скважина-пласт", в результате которых формируется малопроницаемая (тонкая, плотная) фильтрационная корка и кольматационный экран в породе, преодолеваемый перфорацией при вскрытии проницаемых (продуктивных) пластов. Причем изолирующие свойства кольматационного экрана позволяют сохранять его

прп необходимости в качестве "барьера" для поступления других пластовых флюидов в скважину (вода, газ и т.п.).

С этой целыо была аналитически определена амплитудно-частотная характеристика волнового генератора гидродинамических импульсов давления, принцип действия которого основан (авт. М.Р.Мавлютов, В.Ф.Галиакбаров, Ю.С.Кузнецов и др.) на "закручивании" потока жидкости на входе и создании в потоке на выходе из генератора гидравлических импульсов давления высокой частоты (за счет реализации кавитаци-онных явлений). Расчет геометрических размеров генератора производился с учетом теории группирования высокодисперсных частиц в волновом поле (Ю.С.Кузнецов, Р.Г.Ганиев), а размеры двух входных тангенциальных каналов (соотношение длины и диаметра не более трех, что совпадает с расчетами Н.Н.Шамова - 1989 г., Г.Г.Ишбаева - 1997 г.) и основного канала, формирующего поток в виде "трубы Вентури", определялись с учетом создания генератором колебаний давления в потоке с частотами 3-3,5 кГц и амплитудами 0,3-0,5 МПа. Небольшие габариты генератора позволяют применять его в различных устройствах при реализации следующих технологических процессов при строительстве скважин:

1) в составе компоновки бурильной колонны (в наддолтном переводнике) при обработке стенок скважин - устройство для обработки стенок скважин (A.c. 1723311 совместно с В.П.Овчинниковым, Ю.С.Кузнецовым, Н.А.Петровым, В.М.Шенбергером);

2) в составе компоновки бурильной колонны в виде устройства для стабилизации ствола наклонной скважины при бурении забойным двигателем (Патент РФ № 2049903, совместно с Ю.С.Кузнецовым, В.П.Овчинниковым, В.М.Шенбергером и др.);

3) в составе компоновки бурильной колонны в трехшарошечном расширителе (Патент РФ № 2052069 совместно с Ю.С. Кузнецовым, В.П. Овчинниковым, В.М. Шенбергером, H.A. Петровым);

4) в составе башмака обсадной колонны в виде генератора одно- и двухстороннего действия (A.c. № 1686129 на способ цементирования и A.c. № 1714075 на башмак обсадной колонны, совместно с В.П.Овчинниковым, Ю.С.Кузнецовым , В.М.Шенбергером и др.);

5) в составе гидравлического пакера при цементировании обсадных колонн (Патент РФ № 2051522 совместно с Н.А.Петровым).

Кроме высокочастотного" воздействия автором (совместно с М.Р.Мавлютовым, Ю.С.Кузнецовым, Ф.А.Агзамовым, В.П.Овчинниковым и др.) проведены исследования влияния вибровоздействия в области более низких частот (30-220 Гц) и амплитуд 0,3-1,0 МПа при различных режимах

течения на процессы фильтрации промывочных и тампонажных растворов, а также на процессы формирования кольматационного экрана и корки в условиях, моделирующих скважинные.

Применительно к изучению фильтрационных процессов буровых растворов исследовано влияние вибровоздействия на искусственную кольма-тацию песчаников (начальная проницаемость от 0,08 мкм2 до 2,00 мкм2) при различных скоростях потока глинистого раствора (0,5-3,0 м/с) и перепадах давления (0,2-1,5 МПа) с предварительным формированием глинистой корки и без такового. Исследованиями показано, что при этом достигается высокая степень кольматации (99,0-99,5 %) и происходит снижение проницаемости с 1,5-2,0 мкм2 до (3-10) х10 3 мкм2. Процесс кольматации при вибровоздействии протекает достаточно быстро и, в основном, завершается в течение 5-15 минут.

Применительно к изучению процессов при формировании крепи скважины автор участвовал в экспериментах по изучению воздействия на цементные растворы в области как указанных выше амплитудно-частотных характеристик, так и в исследованиях технологии гидроударной обработки тампонажного раствора за колонной в период ОЗЦ с помощью электрогидравлического вибратора, опускаемого на каротажном кабеле (совместно с Хаировым Г.Б., Ковязиным Н.И. и др.). С этой целыо на кафедре бурения ТюмГНГУ при участии сотрудников ЗапСибБурНИПИ (Шарипов А.У., Блинов Б.М., Щербич Н.Е. и др.) разработаны и созданы методики и экспериментальные установки, с помощью которых изучалось воздействие на тампонажные растворы и формируемую в скважине контактную зону: "колонна-цементный камень-горная порода".

В результате исследований вибровоздействия на свойства цементного раствора было установлено, что прочность получаемого из него камня возрастает на 18-20 %, сроки начала схватывания уменьшаются на 10-15 %, а период от начала до конца схватывания раствора сокращается на 30-40 %. При этом выявлена оптимальная область сочетания скорости прокачивания потока раствора и частоты виброударных волн, при которых обеспечивается частичное или полное удаление фильтрационной (глинистой) корки и обеспечивается наилучший контакт цементного ка^ня с породой и колонной. Такая область характеризуется частотами колебаний давления от 127 Гц до 175 Гц и скоростью прокачивания в пределах 1,0-1,2 м/с.

Проведенные с участием автора на специальной установке исследования процессов активации гидравлическими ударами тампонажного раствора в начальный период структурообразования (соответствующий периоду ОЗЦ) показали, что такое воздействие предотвращает "зависание" его в за-

колонном пространстве, способствует росту прочности формирующегося камня, снижению его проницаемости, сокращает сроки схватывания там-понажного раствора. При этом оптимальное время вибровоздействия на твердеющий цементный раствор для наиболее распространенных рецептур находится в пределах от 60 до 120 минут после затворения цемента.

Процессы в скважине при вторичном вскрытии продуктивных пластов явились предметом исследований изменения их проницаемости при воздействия перфорационных сред.

Изучение процессов взаимодействия различных по составу жидкостей глушения скважин с материалом пород-коллекторов ряда месторождений (Самотлор, Усть-Балыкское, Пермяковское и т.д.) показывает на эффективность применения жидкостей на основе хлористого кальция при наличии в составе коллекторов глинистого материала в цементирующем веществе, либо входящего в виде включений в скелет матричной породы коллектора (глинистость может достигать 5-32 %). Поэтому в условиях дефицита серийного выпускаемого хлористого кальция была разработана технология получения его заменителя на основе комплексной соли, выпуск которой был организован при участии автора и коллектива кафедры бурения ТюмГНГУ на Стерлит^макском АО "Сода" (патент РФ № 2009159 на способ получения реагента для приготовления жидкости глушения скважин. Авт. Овчинников В.П., Кузнецов Ю.С., Зозуля Г.П., Шатов A.A. и др.). При этом ингибирующие свойства жидкости для глушения скважин по отношению к глинистому материалу пород-коллекторов оказались лучше, а себестоимость выпуска комплексной соли на опытном производстве ниже, чем для серийного хлористого кальция.

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ РЕЦЕПТУР ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН В СЛОЖНЫХ УСЛОВИЯХ СИБИРИ

При креплении скважин в сложных условиях Сибири можно выделить следующие специфические проблемные направления, требующие внимания исследователей и производственников:

1) крепление осложненных интервалов и колонн в условиях возможных поглощений, когда требуются растворы пониженной плотности и повышенной закупоривающей способности;

2) крепление интервалов колонн и разобщение проницаемых флгоидо-еодержащих продуктивных пластов тампонажными составами с регули-русм о й ф ильтратоотдач ей;

3) крепление кондукторов и верхних интервалов колонн в условиях наличия в разрезе многолетнемерзлых пород.

В качестве рецептур для крепления скважин в условиях возможных поглощений буровых и тампонажных растворов автором исследованы составы тампонирующих смесей с наполнителями: на основе отходов вулканизированного латекса (ВОЛ), керамзита (К), карбонатной добавки, отходов ацетатного и вискозного производств. Для регулирования технологических свойств этих растворов применялись реагенты и вещества: хлористый кальций, хлористый натрий, гипс, хромпик, гидроксид натрия, ОП-Ю. В качестве вяжущих материалов исследовались реальные тампонажные цементы Спасского, Черкасского и Чернореченского цементных заводов (доставленные с баз экспедиций). Данные работы проводились в рамках дог оворов с ПГО ЕНГГ и ПО Норильскгазпром, в которых автор являлся руководителем. Результаты исследований свидетельствуют о том, что введение в тампонажные растворы наполнителей типа латекса и керамзита позволяет снизить плотность растворов соответственно до 1350 кг/м? и 1650 кг/м3, при сохранении других технологических показателей на уровне требований к облегченным тампонажным растворам.

Использование отходов ацетатного и вискозного производств (волокон) рекомендовано в виде щелочных реагентов на их основе, когда повышенные закупоривающие свойства обеспечиваются частично растворенными волокнами, а регулирование других технологических показателей зозможно за счет дополнительного ввода реагентов.

В качестве тампонажных растворов с регулируемой фильтратоотда-¡ей исследованы тампонирующие составы с добавками реагентов ПОЭ, IAA-ГС, Н20-Р и хлористого кальция. Выборочные результаты исследова-шй технологических параметров отдельных рецептур представлены в абл. 2 (результаты получены совместно с Белеем И.И., Коноваловым B.C., Цюниным В.Н.).

Анализ данных табл. 2 показывает, что для получения требуемых подателей фильтрации при цементировании интервалов продуктивных (ластов можно рекомендовать содержание в тампонажных растворах ПОЭ пределах 0,1-0,3 %, ПАА-ГС в пределах 0,3-0,5 %, Н20-Р в пределах 0,4,6 %. В работе приводится объяснение механизма взаимодействия иссле-уемых полимеров с вяжущими веществами в присутствии СаСЬ.

Таблица 2

Выборочные данные о составе и свойствах тампонажных растворов с добавками ПОЭ, ПАА-ГС, Н20-Р

Добавки реагентов, в % от веса цемента Растека-емость, ДР, см Плотность, р, кг/м3 Сроки схватывания, час-мин Показатели фильтрации, Фзо, см3 при давлении ДР

ПОЭ ПАА-ГС Н20-Р СаСЬ

начало окончание

ДР=0,1МПа ДР=2.0МПа

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

- - - - 25 1840 7-20 9-15 304 1214

- - - 5 20 1850 4-30 5-30 222 977

0,1 - - - 20 1830 7-27 8-30 170 528

0,3 - - - 17 1830 8-50 11-00 71 232

0,1 - - 5 19 1840 4-50 6-00 79 220

0,3 - - 5 17 . 1840 6-10 9-10 59 256

- 0,3 - - 18 1830 7-30 8-45 111 315

- 0,5 - - 17,5 1830 7-45 8-55 70 228

- 0,3 - 5 18 1840 4-30 5-40 55 170

- 0,5 - 5 17,5 1840 4-30 5-45 18 52

- - 0,2 - 17 1860 10-50 13-00 60 -

- - 0,4 - 19 1860 >12 - 15 -

- - 0,6 - 20 1860 >12 - 8 -

Примечания: 1) температура испытания +20°С;

2) водоцементное отношение в опытах с ПОЭ и ПАА-С В/Ц=0,5, в опытах с Н20-Р В/Ц=0,45;

3) ПОЭ - полиэтиленоксид; ПАА-ГС - полиакриламид гранулированный; Н20-Р - "Ту1о5е".

Данные рекомендации прошли апробацию при креплении эксплуатационных колонн на ряде месторождений Сибири (Озерная, Уренгойская пл. и др.). Полученные результаты свидетельствуют о том, что применение растворов с регулируемой фильтратоотдачей позволяет повысить показатель "жесткого" сцепления цементного камня с колонной й породой в интервале продуктивных пластов до 80-100 %.

Для крепления скважин в интервалах залегания многолетнемерзлых пород автором (совместно с Овчинниковым В.П., Кузнецовым Ю.С.) проведены лабораторные и промысловые исследования и испытания рецептур тампонажного материала - ЦНУБ (цемент низкотемпературный, седимен-тационно устойчивый, безусадочный, тампонажный). Оптимизация его состава при различных температурах (от -5°С до +20°С) позволила выявить технологические границы вводимых в безгипсовый тампонажный цемент Стерлигамакского ПО Сода добавок: обожженного твердого остатка отходов содового производства - 10 %, кальцинированной соды - до 4 %, реагента НТФ - в пределах 0,015-0,04%.

Тампонажный раствор на основе ЦНУБ обладает хорошими технологическими свойствами, а формирующийся камень при низких положительных и отрицательных температурах обладает уменьшенными теплофизиче-скими свойствами, эффектом расширения и имеет плотную структуру по-рового пространства, обеспечивающую коррозионную стойкость формируемой крепи скважины. На данный тампонажный материал составлены технические условия и осуществлен на Стерлитамакском ПО Сода выпуск опытных партий целевым назначением для ПО Арктикморнефтегаз-разведка и ПГО Енисейнефтегазгеология.

ИССЛЕДОВАНИЕ СРАВНИТЕЛЬНОЙ КОРРОЗИОННОЙ СТОЙКОСТИ ТАМПОНАЖНЫХ МАТЕРИАЛОВ В СУЛЬФАТНЫХ И МАГНЕЗИАЛЬНЫХ СРЕДАХ"

Изолирующий материал в системе "колонна-цементный камень-порода" в нефтяных и газовых скважинах подвергается действию температур, давлений, пластовых вод, содержащих в своем составе агрессивные сульфаг-ионы, катионы натрия, магния, кальция, хлор-ионы и т.д. При этом опыт эксплуатации скважин показывает, что в результате развития коррозионных процессов возможно разрушение крепи скважины по цементному кольцу и колонне с последующим выходом из строя всей скважи-

ны. Поэтому автором проведены исследования сравнительной коррозионной стойкости тампонажных материалов на основе отходов содового производства по методике, предусматривающей воздействие агрессивных сульфатных и магнезиальных сред повышенных концентраций и нейтральной среды (днллированной воды). В качестве агрессивных сред были выбраны растворы сульфата натрия и сульфата магния (при одинаковой концентрации по сульфат-иону, равной 30 г/л), и раствор хлористого магния. При этом в магнезиальных средах Г^8С>4 и Гу^СЬ, концентрация по катиону магния поддерживалась также одинаковой (7,5 г/л).

На коррозионную стойкость в сульфатных и магнезиальных средах, а также нейтральной среде (вода), исследовались следующие опытные (перспективные) тампонажные материалы на основе многотоннажных твердых остатков содового производства (в разработке которых автор принимал участие совместно с Мавлютовым М.Р., Кравцовым В.М., Кузнецовым Ю.С., Агзамовым Ф.А., Овчинниковым В.П. и др.):

1) ОП-1 - тампонажный материал для крепления высокотемпературных скважин (100-200°С). Его фазовый состав продуктов твердения представлен преимущественно низкоосновными гидросиликатами кальция типа тоберморита, СБН(В) при отсутствии гидроалюминатных фаз и гидроксида кальция в свободном виде.

2) ОП-2 - тампонажный материал для крепления скважин в широком интервале температур (20-180°С). В его фазовом составе наряду с низкоосновными, содержатся высокоосновныс гидросиликаты кальция и Са(ОН)г в свободном виде, который с повышением температуры реагирует с кремне-земсодержащими компонентами.

3) ОП-3 - тампонажный материал для крепления скважин в интервале температур 70-200°С в условиях углекислой и сероводородной агрессии. В продуктах твердения преобладают низкоосновные гидросиликаты кальция, гидрогранаты и небольшое количество гидроксида кальция.

В качестве материала сравнения в указанных средах исследовался сульфатостойкий тампонажный портландцемент Вольского завода (ЦВЗ).

Протекание коррозионных процессов в образцах тампонажных материалов оценивалось комплексом физико-механических, физико-химических и специальных структурных методов. Испытание образцов проводилось в течение 18 месяцев (время поражения сульфатосгойкого эталонного цемента и средний период до капитального ремонта скважин в Сибири).

Отдельные выборочные результаты сравнительных испытаний на коррозионную стойкость исследуемых тампонажных материалов приведены в табл. 3.

Таблица 3

Вид Вид ис- Прочность, МПа, в средах

мате- пыта- Исход- р-р N32804 р-р MgS04 р-р М§С1г

риала ния пая Месяцы хранения

1 6 18 1 6 18 1 6 18

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

ОП-1 изгиб 4,9 6,1 6,2 6,5 10,0 1,4 4,9 1,6 1,3

сжатие 17,0 16,8 19,1 23,2 19,1 1,9 - 17,1 2,1 1,3

ОП-2 изгиб 7,3 8,3 8,4 8,1 12,0 12,1 12,5 8,1 7,2 6,2

сжатие 17,9 20,5 23,5 22,7 20,1 23,0 29,4 19,1 18,0 16,4

ОП-3 изгиб 4,4 5,7 5,9 6,5 3,2 5,6 4,8 5,2 5,6 5,9

сжатие 8,1 13,2 18,3 21,3 8,9 9,6 8,6 8,6 9,6 12,0

ЦВЗ изгиб 5,5 7,8 10,4 8,4 7,8 10,8 9,7 6,1 2,9 2,6

сжатие 9,5 14,2 17,2 16,2 19,1 16,1 12,6 14,6 7,5 6,4

Результаты изменения прочности, структуры порового пространства и фазового состава продуктов твердения исследуемых тампонажных материалов в сульфатных и магнезиальных средах позволяют выявить следующие закономерности. В агрессивных сульфатно-натриевых средах высокой коррозионной стойкости обладает камень на основе вяжущего из ОП-1 при равновесном значении рН поровой жидкости не более 11 (рН<11), не содержащий в исходном составе (вяжущего) гидроалюминатной фазы.

В сульфатно-магниевых средах высокую коррозионную стойкость имеет камень, сформированный из вяжущего ОП-2, в поровой жидкости которого обеспечиваются высокие равновесные значения рН (рН>12), а в составе продуктов твердения содержание гидроалюминатов кальция не превышает 4 %.

Для обеспечения устойчивости тампонажного камня в хлор-магниевых агрессивных средах целесообразно применять вяжущие материалы (типа ОП-3), при твердении которых образуются гидрогранаты и низкоосновные гидросиликаты кальция в гелеобразной форме, которые как бы "кольматируют" поровые каналы цементного камня, уменьшая скорость обмена агрессивными ионами и затрудняя отвод продуктов коррозии в окружающую среду.

Исследование тампонажного камня на основе тампонажного материала ЦНУБ проводились в средах 5 %-ных водных растворов N»01, N»2804, 1^804, №СОз в течение года при испытании образцов через 3, 6, 9, 12 месяцев (совместно с Овчинниковым В.П. и др.). Коэффициент коррозионной стойкости образцов цементного камня из ЦНУБ составил в указанных средах, соответственно, 1,08; 0,97; 0,94; 1,18. В то же время образцы на основе ЦТН, взятые для сравнения, имели в аналогичных условиях следующие значения коэффициента коррозионной стойкости: 0,89; 0,68; 0,76; 0,97.

Таким образом, исследования коррозионной стойкости различного целевого назначения тампонажных материалов на основе твердых остатков доказывают целесообразность их применения при креплении скважин, что послужило основой выпуска их опытных партий в различные годы на опытном производстве ПО "Сода" для нефтегазодобывающих регионов СНГ, в том числе для сложных условий Сибири.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приведены сведения о размещении месторождений нефти и газа в Западной Сибири; данные экспериментальных исследований, их математической обработки; документы, подтверждающие внедрение разработанных рекомендаций.

Экономический эффект только по результатам применения разработок в Восточной Сибири (в ценах 1981-1988 г.г.) составил 664492 руб., а по результатам применения разработок в Западной Сибири (в ценах 19881996 г.г.) экономический эффект составил более 2 млрд. руб.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате научного обобщения существующих теоретических представлений о фильтрационных процессах в системе "скважина-проницаемые пласты" и результатов экспериментальных исследований составов и свойств применяемых при бурении и заканчивании скважин технологических жидкостей и смесей (буровых и тампонажных растворов, жидкостей для вскрытия и глушения скважин и т.д.) разработан комплексный подход к решению проблем предупреждения и ликвидации осложнений при строительстве, скважин в сложных условиях Сибири. Для условий бурения скважин на Сибирской платформе он реализован при ликвидации поглощений в ряде экспедиций Красноярского края за счет научно обоснованного вы-

бора современных технологий, изолирующих составов и технических средств, что позволило реализовать на практике разработанные основы "метода изоляции проницаемых пород".

Для условий строительства скважин в Западной Сибири предложено решение проблемы обеспечения устойчивости стенок скважин в глинистых отложениях за счет разработки комплексного подхода к определению времени устойчивости глинистых пород на основе использования результатов лабораторных и промыслово-геофизических методов исследований, позволяющих научно обосновать поинтервальный выбор типа и состава бурового раствора. Данное направление реализовано при строительстве скважин на ряде месторождений в виде регламентирующих документов (стандартов предприятий и объединений).

Для обеспечения качественного вскрытия и разобщения пластов уточнена область эффективного физического воздействия на проницаемые породы стенок скважин и на уровне изобретений разработаны технические средства, позволяющие более полно реализовать технологии вибрационного и гидроимпульсного воздействия на растворы и проницаемые породы при бурении и заканчивании скважин. Данный подход реализован в виде соответствующих технологических инструкций и конструкторской документации в буровых предприятиях ряда объединений (Мегионнеф-тегазгеология, Нижневартовскнефтегаз, Юганскнефтегаз).

Для обеспечения долговечности крепи скважины как инженерного сооружения исследованы перспективные рецептуры тампонажных растворов с повышенной изолирующей способностью и регулируемой фильтратоот-дачей, тампонажные составы для крепления скважин в условиях наличия в разрезе многолетнемерзлых пород, коррозионностойкие тампонажные материалы для различных термобарических условий на основе отходов содового производства. Решена проблема испытания тампонажных материалов на устойчивость в условиях сульфатной и магнезиальной агрессии пластовых вод.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Обобщены представления о фильтрационных процессах в системе "скважина-пласт", что позволило для условий бурения скважин на Сибирской платформе разработать комплексный подход к проблеме предупреждения и ликвидации поглощений буровых и тампонажных растворов. Научно обосновано понятие "метода изоляции" проницаемых пород, объясняющего механизм снижения проницаемости взаимодействием изолирую-

щей и изолируемой систем под воздействием параметров технологического процесса (расхода, давления, температуры, свойств растворов и т.д.).

2. Обобщены и углублены представления о физико-химической природе взаимодействия различных по составу буровых растворов с глинистыми разностями пород, позволившее на основе комплексного подхода усовершенствовать методику расчета времени устойчивости стенок скважин и научно обосновать поинтервальный выбор типа и состава бурового раствора для ряда месторождений Западной Сибири (Комсомольское, Та-линское и др.).

3. На уровне изобретения разработан состав ингибирующего бурового раствора на основе комплексной соли, являющейся эффективным заменителем хлористого кальция, выпуск которой по патенту осуществляется на Стерлитамакском ПО "Сода".

4. Выполнено научное обобщение исследований в области управления формированием кольматационного экрана (слоя) в проницаемой породе, что позволило разработать обобщенную схему кольматации, устанавливающую и уточняющую причинно-следственную связь между видом воздействия, условиями его реализации и результатом воздействия на основные процессы при бурении, заканчивании, освоении и эксплуатации скважин.

5. Уточнена область рационального применения технологий вибрационного (низкочастотного) и гидроимпульсного воздействия давления на технологические растворы и стенки скважин. Рекомендованы режимно-технологические параметры, позволяющие реализовать данные технологии на разных этапах бурения и заканчивания скважин.

6. На основании исследований процессов и явлений при вторичном вскрытии продуктивных пластов на уровне изобретения разработан и испытан способ получения реагента для приготовления жидкости глушения скважин плотностью до 1300 кг/м3.

7. С целью обеспечения надежной изоляции поглощающих зон и крепления колонн в условиях возможных поглощений для условий Сибири разработаны специальные рецептуры тампонажных растворов с наполнителями из вулканизированного латекса, керамзита, отходов ацетатного и вискозного производств, а также инструкции по их применению.

8. Для цементирования интервалов скважин с низкими положительными и отрицательными температурами (от -5 до +20°С) исследован и рекомендован состав тампонажного, низкотемпературного, седиментацион-ноустойчивого, безусадочного цемента (ЦНУБ). Разработан регламент и

выпущена на АО "Сода" опытная партия целевым назначением для ПГО ЕНГГ.

9. Для обеспечения надежности и долговечности формируемой крепи скважин сформулированы требования и разработана научно обоснованная методика исследований сульфатной и магнезиальной коррозионной стойкости в сульфатных и магнезиальных средах тампонажных материалов на основе крупнотоннажных отходов содового производства различного целевого назначения, что позволило обосновать и осуществить выпуск в различные годы (1976-1991 г.) их опытных партий на Стерлитамакском ПО Сода.

10. Результаты теоретических, экспериментальных и промысловых ис-:ледований легли в основу разработки нормативной документации в виде технических условий, заданий, регламентов, инструкций по выпуску и применению, конструкторской документации, стандартов предприятий и объединений.

Предложенные материалы, технологии и технические средства про-11лн промышленную апробацию в производственных объединениях ПГО Енисейнефтегазгеология", ПО "Норильскгазпром", ПО "Сода", ПГО Мегионнефтегазгеология", ПО "Нижневартовскнефтегаз", ПО Юганскнефтегаз", ПО "Сургутнефтегаз", ПО "Союзбургаз", ПО Арктикморнефтегазразведка", ПО "Башнефть", ПО "Пермнефть" и др.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих науч-ых работах:

ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ цементирования скважин: A.c. 1686129 СССР, МКИ3 кл. 21 В 33/138 / Ю.С.Кузнецов Ю.С., В.П.Овчинников, Г.П.Зозуля, .М.Шенбергер и др.- 8 е.: ил.

2. Башмак обсадной колонны: A.c. 1714075 СССР, МКИ3 кл. Е21 В 5/138 / Ю.С.Кузнецов, В.П.Овчинников, Г.П.Зозуля, Н.А.Петров и др. -:.: ил.

3. Устройство для приготовления буровых растворов: A.c. 1731262 ССР, МКИ3 кл. Е21 В 33/138 / Зозуля Г.П., Н.А.Петров Н.И., ).С.Кузнецов Ю.С., В.П.Овчинников.- 5 е.: ил.

4. Устройство для обработки стенок скважин: A.c. 1723311 СССР КИ3 кл. Е21 В 33/138 / Ю.С.Кузнецов Ю.С., В.П.Овчинников, Г.П.Зозуля, А.Петров др. - 8 е.: ил.

5. Способ получения реагента для приготовления жидкости глушения скважин: Патент па изобретение № 2009159, Россия / Кузнецов Ю.С., В.П.Овчинников, Г.П.Зозуля и др.- 10 е.: ил.

6. Устройство для стабилизации ствола наклонной скважины при бурении забойным двигателем: Патент на изобретение № 2049903, Россия / Ю.С.Кузнецов, В.П.Овчинников, Г.П.Зозуля и др.- 9 е.: ил.

7. Трехшарошечный расширитель: Патент на изобретение № 2052069, Россия / Ю.С.Кузнецов, В.П.Овчинников, Г.П.Зозуля и др. - 11с.: ил.

8. Гидравлический пакер: Патент на изобретение № 2054522, Россия / Г.П.Зозуля, Н.А.Петров.- 10 е.: ил.

НАУЧНЫЕ СТАТЬИ И ОБЗОРЫ

9. Влияние вибрационного поля в форме гидроударных импульсов давления на свойства цементного раствора и камня / Мавлютов М.Р., Кузнецов Ю.С., Зозуля Г.П. и др. // Труды ин-та / Уфимский нефтяной институт, 1975. Вып. 2. С. 64-71.

' 10. Экспериментальные исследования влияния вибровоздействия на фильтрационную корку и проницаемость керна / Мавлютов М.Р., Кузнецов Ю.С., Зозуля Г.П. и др. // Труды ин-та / УНИ, 1975. Вып. 2. С. 84-89.

11. Тампонажный материал для крепления высокотемпературных скважин / Ю.С.Кузнецов, В.М.Кравцов, Г.П.Зозуля и др. II Труды Уфимского нефтяного института,- Уфа.: УНИ, 1979. Вып. 6. С. 73-82.

12. Исследование коррозионной стойкости тампонажного материала на основе твердого остатка содового производства в условиях сульфатной агрессин / Ю.С.Кузнецов, В.М.Кравцов, Г.П.Зозуля и др. II Труды Уфимского нефтяного института.-Уфа.: УНИ, 1979. Вып. 6. С.110-120.

13. Зозуля Г.П., Соловьева Т.М., Цветкова Н.К. О регулировании состава и свойств промывочных жидкостей при разбуривании соленосных отложений//Тр. ин-та / ТатНИНИнефть. Бугульма, 1985. Вып. 55. С.56-61.

14. Промышленные отходы как ресурсосберегающие технологии проводки скважин в Восточной Сибири / Ангелопуло O.K., Дровников П.Г., Жуйков Е.П., Зозуля Г.П. и др. // Тр. Ин-та ВостСибНИИГГ и МС. Иркутск, 1986. Вып. 10. С. 72-75.

15. Обеспечение качества крепления скважин в районах севера Тюменской области / Ю.С.Кузнецов, В.П.Овчинников, Г.П.Зозуля и др. // Сб. Нефть и газ Западной Сибири,- Тюмень.: ТюмИИ, 1989,- С. 93-102.

16. К вопросу о кавитации при бурении скважин / Зозуля Г.П., Шен-бергер В.М., Гумеров В.Г., Фалейчик И.П. М., 1990,- 14 с. Деп. в ВНИИО-ЭНГ 13.05.90, № 1853-НГ90.

17. Зозуля Г.П., Паршукова Л.А. Комплексный подход к использованию лабораторных и промысловых методов контроля за устойчивостью стенок скважин в глинистых отложениях. М., 1994,- 28 е.- Деп. в ВИНИТИ 20.12.94, № 2976-В94.

18. Влияние фильтратов полимерных буровых растворов на коллектор-ские свойства нефтенасыщенных пластов / Зозуля Г.П., Белей И.И., Афонин В.Н. и др. М., 1995,- 24 с. - Деп. в ВИНИТИ 14.02.95, № 437-В95.

19. О методике изучения влияния буровых растворов на коллекторские свойства продуктивных пластов / Зозуля Г.П., Белей И.И., Афонин В.Н. и др. // Межвуз. сб. научн. тр.- Тюмень.: ТюмГНГУ, 1995. Т.1. С. 129-131.

20. Зозуля Г.П., Паршукова Л.А. К оценке устойчивости глинистых пород при бурении скважин. М., 1995,- 24 с. - Деп. в ВИНИТИ 14.02.95, № 437-В95.

21. Зозуля Г.П., Кузнецов Ю.С., Ковязин Н.И. Разработка и применение электрогидроимпульсного метода при креплении глубоких скважин в Западной Сибири. М., 1995,- 26 е.- Деп. в ВИНИТИ 23.03.95, № 784-В95.

22. К вопросу изучения устойчивости стенок скважин в глинистых отложениях / Зозуля Г.П., Кузнецов Ю.С., Герасимов Г.Т., Паршукова Л.А. // Межвуз. сб. научн. тр.- Тюмень.: ТюмГНГУ, 1995. Т. 1. С. 132-135.

23. Зозуля Г.П., Паршукова Л.А., Герасимов Г.Т. Оценка увлажнения различных типов глин фильтратом бурового раствора (на примере бурения скважин на Талинской площади). М., 1996,- 23 е.- Деп. в ВИНИТИ 28.05.96, № 1750-В96.

24. Зозуля Г.П., Паршукова Л.А., Зозуля В.П. Об устойчивости глинистых пород при бурении скважин в Западной Сибири // Тр. ин-та / Альме гьевский нефтяной институт, 1996. Вып. 1. С. 64-73.

25. Зозуля Г.П., Белей И.И., Уросов С.А. Влияние фильтрационных свойств буровых и гампонажных растворов на качество вскрытия и разобщения нефтегазовых пластов // Обзорн. инф. Сер. Бурение газовых и га-зоконденсагных скважин.-М.: ИРЦ Газпром, 1996.-86 е., ил.

26. О необходимости применения поликомплексных реагентов при бурении скважин в Западной Сибири / Зозуля Г.П., Паршукова Л.А., Еланце-ва С.Ю. и др. // Известия высш. учебн. заведений: Нефть и газ. Межвуз. сб. тр.-Тюмень.: ТюмГНГУ, 1997. Вып. 1. С. 92-116.

27. Опыт и проблемы строительства горизонтальных скважин в ОАО Сургутнефтегаз // Ерохин В.П., Харламов К.Н., Наумов В.И., Шешукова

Г.Н., Зозуля Г.П. / Сб.тр. ин-та СургутНИПИнефть, посвящ. 30-летию ОАО "СНГ".-Сургут: СургутНИПИнефть, 1997.Вып.1.С. 89-95. .

МЕТОДИЧЕСКИЕ РАЗРАБОТКИ И УЧЕБНЫЕ ПОСОБИЯ

28. Руководство по применению вибровоздействия при подготовке к цементированию обсадных колонн./Авт. Мавлютов М.Р., Кузнецов Ю.С., Зозуля Г.П. и др.-Уфа: УНИ,1980,- 26 с.

29. Методические указания по курсовому проектированию разведочно-добывающих скважин на воду спец. 0108. В 2-х частях / Авт. Зозуля Г.П.Красноярск: КИЦМ, 1986,- 3 п.л.

30. Методические указания к выполнению лабораторных работ по курсу промывочные жидкости и тампонажные смеси для студентов спец. 0108 / Авт. Зозуля Г.П.-Красноярск: КИЦМ, 1987.-5 п.л.

31. Физико-химические аспекты регулирования свойств тампонажных и буровых растворов / В.П.Овчинников, Ф.А.Агзамов, Ю.С.Кузнецов, Г.П.Зозуля Учебное пособие.- Тюмень.: ТюмИИ, 1992.- 108 с.

32. Методические указания к выполнению лабораторных работ по курсу буровые растворы очной и заочной форм обучения для студентов спец. 09.09-Бурение. В 4-х частях I Авт. Зозуля Г.П., Молотков Ю.А., Сафарба-ков И.3.-Тюмень: ТюмИИ, 1993, 1995.-1 ч. - 2 п.л.; 2 ч. - 2 п.л.; 3 ч. - 2 пл.; 4 ч. - 3 п.л.

33. Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине буровые растворы для специальности 09.09 очной и заочной форм обучения /Авт. Зозуля Г.П.-Тюмень: ТюмИИ, 1993.-2 п.л.

34. Методические указания к практическим занятиям по курсу буровые растворы для студентов спец. 09.09. В 2-х частях / Авт. Зозуля Г.П., Белей И.И.-Тюмень: ТюмГНГУ, 1 ч. - 2 п.л.; 2 ч. - 2 п.л.

ДОКЛАДЫ И ВЫСТУПЛЕНИЯ НА РЕСПУБЛИКАНСКИХ,

КРАЕВЫХ, ВСЕРОССИЙСКИХ И МЕЖДУНАРОДНЫХ КОНФЕРЕНЦИЯХ

35. Зозуля Г.П., Агзамов Ф.А., Овчинников В.П. Тампонажный раствор для цементирования скважин // Творч. конф. мол. уч. и спец.: Тез. докл. республ. конф..- Уфа.: НТО БашНИПИнефть, 1976,- С. 65-66.

36. Вяжущее для крепления высокотемпературных скважин / Агзамов Ф.А., Овчинников В.П., Зозуля Г.П. и др. // Повышение качества нефти и продуктов ее переработки: Тез. докл. Всесоюзн. совещ,- М.: МИНХиГП, 1977. С. 150.

37. Кузнецов Ю.С., Кравцов В.М., Зозуля Г.П. Повышение качества репления скважин // Результаты научных исследований в области повыше-ия качества продукции: Тез. докл. республ. научно-практ. конф,- Уфа.: 'НИ, 1977. С. 17-18.

38. Зозуля Г.П., Кравцов В.М., Кузнецов Ю.С. Тампонажные растворы ля крепления скважин в условиях сульфатной агрессии пластовых вод // Состояние НИР в решении проблем по комплексным программам нефтега-эвой пром.: Тез. докл. республ. научно-техн. конф.- Уфа.: УНИ, 1979. Вып. . С. 73-82.

39. Мавлютов М.Р., Кузнецов Ю.С., Зозуля Г.П. Об устойчивости там-о/шжных материалов на основе твердых остатков содового производства минерализованных средах // Проблемы бурения скважин на Мангышлаке: ез. докл. республ. научно-теор. конф,- Шевченко.: НТО нефтегазовой ромышленности.- 1980. С. 78-79.

40. Зозуля Г.П., Басманов A.A., Зозуля В.П. К оценке агрессивности ластовых вод // Предупр. и ликв. осложн. при бурении глуб. скв.: Тез. окл. регион, научно-техн. конф,- Красноярск.: НТО Горное, 1981. С. 61-63.

41. Зозуля Г.П., Жуйков Е.П., Еремеев В.А. Применение отходов про-ышленных предприятий при строительстве скважин в Восточной Сибири Регион, научно-практ. конф. По проблемам Астраханского газоконден-

гг. местор.: Тез. докл. конф,- Астрахань.: НТО Газпром, 1987. С. 45-46.

42. О некоторых аспектах технологии строительства скважин / Кузне-ов Ю.С., Зозуля Г.П., Фалейчик И.П., Гумеров В.Г. // Повышение эффек-ивности и качества проводки глубоких скважин в аномальных геологиче-<их условиях: Тез. докл. регион, научно-практ. конф.-Красноярск.: НТО орное, 1989. С. 64-65.

43. Зозуля Г.П., Жуйков Е.П., Еремеев В.А. Применение отходов про-ышленных предприятий при строительстве скважин в Восточной Сибири Регион, научно-практ. конф. По проблемам Астраханского газоконден-

1т. местор.: Тез. докл. конф.- Астрахань.: НТО Газпром, 1987. С. 45-46.

44. Зозуля Г.П., Вибе Ю.Р. Повышение ингибирующих свойств сапро-елевых буровых растворов // Нефть и газ Западной Сибири: Тез. докл. еждунар. научно-техн. конф,-Тюмень: ТюмИИ, 1993. С. 61-62.

45. Зозуля Г.П., Еремеев В.А., Волченко Н.В. К вопросу о качестве :крытия продуктивных горизонтов при бурении скважин в Западной ибири // Нефть и газ Западной Сибири: Тез. докл. междунар. научно-техн. энф,- Тюмень: ТюмИИ, 1993. С. 59-60.

46. Зозуля Г.П., Белей И.И., Коновалов B.C. Тампонажные растворы с овышенной герметизирующей способностью // Всероссийская научно-

прак. конф. по компл. освоению пефтсгаз. местор. юга Западной Сибири.: Тез. докл. Всерос. конф,- Тюмень.: ЗапСибБурНИПИ, 1995. С. 94.

47. Зозуля Г.П., Кузнецов Ю.С., Паршукова Л.А. Комплексное использование лабораторных и промысловых методов контроля устойчивости стенок скважин в глинистых отложениях // Освоение шельфа арктических морей России: Тез. докл. 2-ой междунар. конф.- Санкт-Петербург, 1995. С. 132-133.

48. Зозуля Г.П., Паршукова Л.А. К методике оценки устойчивости глинистых пород при бурении скважин // Междунар. научно-метод. конф.: Тез. докл. междунар. конф,- Ивано-Франковск.: ИФТУНГ, 1995. С. 29.

49. Зозуля Г.П., Кузнецов Ю.С., Шенбергер В.М. О роли ингибирую-щих свойств при бурении скважин и вскрытии продуктивных пластов // Всероссийская научно-практ. конф. по компл. освоению местор. юга Западной Сибири: Тез. докл. конф,- Тюмень.: ЗапСибБурНИПИ, 1995. С. 72-73.

50. Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов / Зозуля Г.П., Белей И.И.. Коновалов B.C., Янкевич B.C. // Комплексное освоение нефтегаз. местор. юга Западной Сибири: Тез. докл. Всероссийской научно-практ. конф.- Тюмень.: ЗапСибБурНИПИ, 1995. С. 75.

51. Тампонажные растворы с повышенной герметизирующей способностью / Зозуля Г.П., Белей И.И., Янкевич В.Ф. и др. // Комплексное осв. нефтегаз. местор. юга Зап. Сибири: Тез. докл. всерос. научно-практ. конф.-Тюмень.: ЗапСибБурНИПИ, 1995. С. 77.

52. Изучение влажностного состояния стенок скважин с промывкой глинистыми и полимерглинистыми растворами / Зозуля Г.П., Кузнецов Ю.С., Паршукова Л.А. и др. // Проблемы подгот. кадров и восст. нефт. и газ. скважин на местор. Западной Сибири: Тез. докл. междунар. научн. конф,-Тюмень.: ТюмГНГУ, 1996. С. 134-135.

53. О проблеме управляемой кольматации низкопроницаемых пород при бурении скважин / Зозуля Г.П., Белей И.И., Ипполитов В.В. и др. // Проблемы подгот. кадров для строит, и восстановл. нефт. и газ. скв. на местор. Западной Сибири: Тез. докл. междунар. научно-практ. конф,- Тюмень.: ТюмГНГУ, 1996. С. 123-124.

54. Зозуля Г.П. Изучение фильтрационных свойств буровых и тампо-нажных растворов с целью повышения качества вскрытия и разобщения продуктивных пластов // Проблемы разраб. нефт. местор. и подгот. спец. в вузе: Тез. докл. республ. научн.-практ. конф.- Альметьевск.: АлНИ, 1996. С. 63-64.

55. Опыт применения НТФ для обработки тампонажных растворов при цементировании эксплуатационных колонн на Уренгойском ГКМ / Бе-

ieii И.И., Коновалов B.C., Зозуля Г.П. и др. // Пробл. подг. кадр, для стр-ва 1 восст-ния нефт. и газ. скв. на местор. Зап. Сибири: Тез. докл. междунар. |аучн. конф,- Тюмень.: ТюмГНГУ, 1996. С. 56-57.

56. Об эксплуатационной надежности конструкций нефтяных и газо-(ых скважин / Кузнецов Ю.С., Шенбергер В.М., Зозуля Г.П. и др. // Пробл. юдг. кадр, для стр-ва и восст-ния нефт. и газ. скв. на местор. Зап. Сибири: Гез. докл. междунар. научн. конф,- Тюмень.: ТюмГНГУ, 1996. С. 61-62.

57. К вопросу об устойчивости глинистых пород при бурении скважин Зозуля Г.П., Паршукова JI.A., Подшибякин A.B. // Актуальн. проблемы

:ост. и разв. нефтегаз. комплекса России: 2-ая Всерос. научно-техн. конф., юсвящ. 850-летию Москвы.-М.: ГАНГ, 1997,- С.85.

58. Зозуля Г.П., Паршукова Л.А., Еланцева С.Ю. К вопросу определе-ши минерализации пластовых вод // Всерос. научно-практ. конф.: Тез. юкл.-Тюмень, 1997,- С. 135.

59. Овчинников В.П., Зозуля Г.П., Паршукова Л.А. и др. Влияние ком-шексной обработки буровых растворов на коллекторские свойства проективных пластов при их первичном вскрытии // Всерос. научно-практ. :онф.: Тез. докл.-Тюмень: ЗапСибБурНИПИ, 1997,-С. 136.

60. Овчинников В.П., Зозуля Г.П., Овчинников П.В. Перспективные ехнологии для строительства скважин в условиях Западной Сибири // Все-юс. научно-практ. конф.: Тез. докл.-Тюмень: ЗапСибБурНИПИ, 1997.-

Подписано к печати 5.ов.97г. . Формат бумаги 60x84 1/16 Бумага оберточная. Печать офсетная. Уч.-издат. листов 2. Печ. листов 2. Тираж 110 экз. Заказ//*? .

Ротапринт Тюменского государственного нефтегазового университета Адрес университета и полиграфпредприятия: 625000, Тюмень, Володарского, 38

:. 137.

Соискатель

Г.П.Зозуля