автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Разработка научных основ и технологий оздоровления осложненного фонда скважин

Р Г Б ОА

2 О

На правах рукописи Уметбаев Виль Гансович

РАЗРАБОТКА НАУЧНЫХ ОСНОВ И ТЕХНОЛОГИЙ ОЗДОРОВЛЕНИЯ ОСЛОЖНЕННОГО ФОНДА СКВАЖИН

Специальность 05.15.06 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Уфа - 1997

Работа выполнена в Башкирском научно-исследовательском и проектном институте нефти (Башнипинефть) - филиале акционерной нефтяной компании "Башнефть".

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, старший научный сотрудник Абызбаев И. И.

доктор технических наук, старший научный сотрудник Загиров М.М.

доктор геолого-минералогических наук, профессор Токарев М.А.

Ведущая организация: АО "Татнефть"

Защита состоится 17 июня 1997 г. в 15 часов на заседали* диссертационного совета Д 063.09.02 в УГНТУ по адресу: 450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, д. 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке УГНТУ.

Автореферат разослан б 199т2'г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор физико-математических наук,профессор

Р.Н. Бахтизин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Современное состояние нефтедобычи в России характеризуется эксплуатацией огромного количества сква-мн в течение длительного времени, что обусловливает нарушение герметичности системы "горные породы-цементное кольцо- обсадные колонны". Интенсивность этого процесса многократно увеличивается при наличии недостатков в первоначальной конструкции скважин. Последние характеризуются отсутствием цементного кольца за кондуктором и за эксплуатационной колонной в интервалах расположения пресных и примыкающих к ним минерализованных вод, неизолированными поглощающими пластами за обсадными колоннами, нарушениями колонн и т.д., что позволяет их отнести.к категории осложненных.

В настоящее время значительная часть скважин основных (крупных) месторождений России относится именно к указанной категории и представляет опасность для окружающей среды.

Главной причиной осложнения состояния фонда скважин являлось осуществление бурения в течение длительного периода времени в соответствии с различными нормативно-техническими документами на их строительство, не соответствующими современным требованиям охраны -окружающей среды. Поэтому к началу 90-х годов только по АНК Вашнефть из общего фонда скважин по своей конструкции не соответствовали требованиям охраны окружающей среды по состоянию цементирования эксплуатационной колонны около 48% и кондуктора - 227. скважин.

• Наличие громадного фонда осложненных скважин, представляющих собой потенциальные источники перетока минерализованных вод и засолонения пресноводного комплекса, потребовали организации

постоянного контроля за ними и целенаправленного проведения ре-монтно-изоляционных (РИР), ремонтно-восстановительных (РВР) и ликвидационных работ. Конечной целью указанных работ являлось улучшение состояния фонда скважин исходя из требований охраны недр и окружающей среды (в последнее десятилетие в нефтепромысловой практике аналогичные работы называются "оздоровлением" фонда скважин).

Научно-технические и научно-методические разработки по программе оздоровления фонда проводятся в трех направлениях: строительство скважин; изучение геолого-технического состояния пробуренных скважин, разработка технологий и осуществление РИР, РВР и ликвидационных работ; контроль за состоянием источников пресных вод.

Основное содержание представленной работы соответствует второму направлению разработок, являющемуся наиболее актуальным с точки зрения оперативного устранения причин уже возникшего отрицательного влияния на окружающую среду или возможностей его возникновения.

В разные годы различные аспекты технологии РИР и РВР рассматривались в работах Амияна A.B., Амияна В.А., Блажевича В.А., Булгакова Р.Т., Габдуллина Р.Г., Газизова А.Ш., Горбунова А.Т., Дон Н.С., Загирова М.М., Земцова Ю.В., Кадырова P.P., Кисельма-на М.Л., Кощелева А.Т., Кравченко И.И., Лепнева Э.Н., Мавлютова М.Р., Маляренко А.В..Мишина B.JÎ. .Муслимова Р.Х., Поддубного Ю.А., Рахимкулова Р.Ш., Рябоконя С.А., Спивака А.И., Сидорова И.А., Умрихиной E.H., Усова C.B., Хангильдина Г.Н., Шумилова В.А., Юрьева В.А.,Юсупова И.Г..Янковского Ю.Н.,Ярыша А.Т. и др.

Усовершенствованию приборов, аппаратуры и методических вопросов промыслово-геофизических исследований, в том числе и

технического состояния скважин, посвящены работы Васина Я.Н., Бернштейна Д.А., Габдуллина Т.Г., , Гуторова Ю.А., Дворецкого В.Г., Дворкина И.Л., Жувагина И.Г.,. Кедрова А.И., Кирпиченко Б.И., Комарова В.Л., Кузнецова Г.С., Орлинского Б.М., Токарева М.А., Труфанова В.В., Фахреева И.А. и др.

В известных отечественных исследованиях в области РИР преимущественно рассматриваются вопросы ограничения притока попутно добываемой воды и, в первую очередь, механизм изоляции обводненных интервалов пласта.

Исследования в области РВР хотя и посвящены вопросам технологии этого вида КРС, но в них с достаточной полнотой не рассмотрена многовариантность технологических схем в зависимости от соотношения "дефекты скважины - конкретные геологические и гидродинамические условия в заколонном пространстве". Главным недостатком этих исследований является отсутствие четко разработанной научно-методической основы, включающей в себя комплекс работ по контролю, оценке геолого-технического состояния скважин и технологии оздоровления с учетом всего оставшегося периода эксплуатации скважин, включая процесс их физической ликвидации.

Результаты проведенных исследований и разработок, представленные в работе, способствуют решению важной народнохозяйственной и социальной задачи.

Цель работы. Разработка методологии исследований геолого-технического состояния осложненных скважин, обобщение и разработка эффективных технологий их оздоровления на поздней стадии эксплуатации месторождений.

Задачи исследований.

1. Анализ и обобщение современного состояния технологий

ремонтно-изоляционных, ремонтно-восстановительных работ и ис ледований технического состояния скважин, уточнение возможно тей и областей их эффективного применения.

2. Обоснование структуры информации о геолого-техническ состоянии скважин, разработка методики ее анализа.

3. Разработка нового метода исследования технического со тояния скважин.

4. Разработка регламентов исследований по контролю техн ческого состояния скважин.

5. Обоснование направлений развития технологий ремон но-изоляционных и ремонгно-восстановительных работ в сложи гидро-и термодинамических условиях их осуществления.

6. Создание и испытание технологий ремонтно-восстанов тельных и ликвидационных работ.

7. Разработка рецептур новых тампонажных составов для и пользования в различных интервалах геологического разреза скв жин, обусловливаемых гидродинамическими, термодинамическими экологическими условиями.

8. Реализация результатов исследований путем текущег перспективного планирования и широкомасштабного проведен опытно-технологических работ.

Методы решения поставленных задач.

1. Гидродинамическое моделирование.

2. Математическая статистика.

3. Лабораторные, аналитические и промысловые исследован

Основные защищаемые положения.

1. Методология исследования геолого-технического состаян осложненного фонда скважин.

2. Направления развития технологий ремонтно-восстаноЕ

тельных работ и ликвидации скважин.

3. Усовершенствованные и новые технологии ремонтно-восстановительных работ и ликвидации скважин.

4. Новые способы вторичного цементирования колонн.

5. Новые тампонажные составы.

Научная новизна.

1. Впервые в отрасли разработана научно-методологическая основа решения проблемы оздоровления осложненного фонда скважин: дано определение осложненных скважин, объяснена сущность и разработаны методики исследования и контроля геолого-технического состояния скважин, позволяющие установить перспективу их использования в зависимости от степени опасности для окружающей среды, условий разработки месторождения и технологических возможностей.

2. Применительно к процессу ремонтно-восстановительных работ в скважинах теоретическими расчетами установлено, что:

переток жидкости между пластами возникает сразу же после прекращения закачки тампонажного раствора в скважину, он меняет свою величину и направление во времени в зависимости от соотношения гидропроводностей пластов и пластового давления и, в конечном счете, обусловливает образование циркуляционных каналов в изоляционном материале и снижает успешность ремонтно-восстановительных работ;

температура закачиваемого тампонажного раствора значительно изменяется при движении по стволу скважины, что должно учитываться при планировании и проведении ремонтных работ;

при закачивании тампонажного раствора по трубам образуется зона смешения, объем смеси определяется вязкостью жидкостей, диаметром и длиной труб, скоростью закачки и обусловливает по-

терю изолирующей способности части тампонажного раствора.

3. Разработаны рецептуры девяти новых тампонажных составов, отличающихся широким диапазоном изменения сроков схватывания и улучшенными прочностными и адгезионными свойствами; два способа вторичного цементирования колонн; способы изоляции поглощений и эффективного проведения ремонтно-изоляционных работ на уровне изобретений и патентов.

4. Разработан метод оценки перетока закачиваемой воды в непродуктивные пласты в нагнетательной скважине путем определения потенциальной приемистости по эталонным зависимостям.

5. Впервые в отрасли созданы и успешно внедрены технологии физической ликвидации скважин различных категорий и геолого-технического состояния, регламентирующие последовательность и способы вторичного разобщения пластов за обсадными колоннами, способы доставки тампонажных растворов в объекты изоляции и их свойства в соответствии с требованиями охраны окружающей среды, методы контроля качества изоляционных работ.

Практическая ценность.

1. Показаны преимущества и недостатки существующих методов ремонтно-изоляционных, ремонтно-восстановительных работ и обобщены эффективные области их применения в условиях самых различных месторождений России и стран СНГ.

2. Разработаны методики исследований геолого-технического состояния скважин, с использованием которых устанавливаются виды, объемы ремонтно-восстановительных работ, дальнейшее назначение различных категорий скважин.

3. Разработан регламент исследований для контроля текущего технического состояния скважин.

4. Разработаны технологии ликвидации скважин, рецептуры

новых тампонажных составов для использования в процессах изоляционно-ликвидационных и ремонтно-восстановительных работ.

5. Результаты разработок обеспечили: возможность перехода к компьютерной обработке всей геолого-технической информации о фонде скважин, повышения оперативности и эффективности программ оздоровления

6. Результаты исследований по оценке перетока закачиваемой воды в непродуктивные пласты "методом мощностей", гидродинамических, температурных и иных условий проведения ремонтных работ в скважинах, рецептуры разработанных тампонажных составов, технологии РИР, РВР и ликвидационных работ вошли в монографии:

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

Блажевич В.А., Уметбаев В.Г. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин.-М.: Недра, 1985.-205 с.

Уметбаев В.Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин. Справочник рабочего.-М.: Недра, 1989.-215 с.

Блажевич В.А., Уметбаев В.Г., Стрижнев В.А. Тампонажные (изоляционные) материалы для ремонтно-изоляционных работ в скважинах. Справочник.-Уфа:РИ0 Госкомиздата БССР,1992.-88 с.

Уметбаев В.Г., Мерзляков В.Ф. Капитальный ремонт как средство экологического оздоровления фонда скважин.-Уфа:Башни-пинефть АНК Башнефть1995.-251 с.

Реализация результатов исследований в промышленности.

Результаты исследований технического состояния скважин составили содержание СТО 03-88-80 по диагностике перетока закачиваемой воды в непродуктивные пласты в нагнетательных скважинах. Стандарт внедрен в производство. Он включен в комплекс

исследований по оценке технического состояния скважин.

Стандарты СТ11 0147276-012-90 по инвентаризации эксплуатационного фонда скважин, СТО 03-31-94 .по методике анализа данных о геолого-техническом состоянии скважин используются при анализе и обработке всей геолого-промысловой информации.

Методическое пособие РД 39Р-0135648-005-90, регламентрую-щее исследования по контролю технического состояния скважин, используется в качестве основного нормативно-технического документа.

Разработки по технологии вторичного цементирования кондукторов, восстановлению герметичности и вторичного цементирования обсадных колонн в осложненных скважинах (РД 39Р-0135648-0002-89; РД 39Р-5752454-007-90), внедрены в 1990-1995 г.г. в 1085 скважинах.

Разработанные технологии ликвидации скважин (РД 39-0147276--216-87Р; РД 39Р-0135648-008-91; РД 39-0135648-012-93; РД 39-0147276-016-94 внедрены в 1988-1996 г.г. в 1390 скважинах.

Апробация работы. Основное содержание работы докладывалось на XIII научно-техническом семинаре по гидродинамическим методам исследований и контроля процессов разработки нефтяных месторождений в г. Москве (1976 г.), на отраслевых координационных совещаниях по проблемам ремонтных работ в г. Туапсе (1987, 1988, 1989 г.г.), на публичных лекциях в Уфимском государственном нефтяном техническом университете (1995 г.), в НГДУ Удмурт-нефть (1995 г.), в АОЗТ Нижневартовскнефтегаз (1995 г.), в школе-семинаре "Системный анализ процессов разработки нефтяных месторождений и транспорта нефти и нефтепродуктов" в г. Уфе (1996 г.), в Государственной Академии нефти и газа им. И.М. Губкина в г. Москве (1996 г.), на Ученых Советах Башнипинефти,

на технических советах АНК Башнефть и НГДУ и т.д.

Публикации. По результатам представленных в работе исследований опубликовано 54 работы, в том числе 5 монографий, 2 обзора, 17 статей, 1 тезис доклада, 13 авторских свидетельств (в т.ч. 2 патента), 3 СТО, 3 СТП, 10 РД. Результаты исследований изложены также в 8 научно-исследовательских отчетах. В диссертации представлены результаты исследований, выполненных лично автором, под его руководством и непосредственном участии в отделе добычи нефти Башнипинефги в период с 1976 по 1996 год.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 6 глав и выводов, содержит 264 стр. машинописного текста, 71 рисунок, 37 таблиц, 177 библиографических ссылок, 2 приложения на '95 страницах.

Автор считает необходимым отметить, что огромное влияние на него оказали личность и работы безвременно ушедшего из жизни В.А. Влажевича. Автор выражает свою искреннюю признательность своим коллегам по лаборатории технологии ремонта скважин за проведение совместных исследований и помощь.

Автор благодарен за помощь и поддержку ученым Башнипинеф-ти, кафедре разрарботки нефтегазовых месторождений УГНТУ и ГАНГ им. И.М. Губкина, а также руководителям и специалистам АНК Башнефть и НГДУ.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении определены основная цель и направления исследований, приведены сущность осложненных скважин и причины их возникновения, показаны возможности влияния указанных скважин на окружающую среду и необходимость их оздоровления, последова-

тельность решения проблемы оздоровления фонда и его практическое воплощение, в целом показана актуальность проблемы и дана общая характеристика работы.

В первой главе обобщены современные технологии ремонт-но-изоляционных (РИР) и ремонтно-восстановительных работ (РВР). Целью обобщения является оценка возможности использования известных технологий в решении проблемы оздоровления фонда скважин с учетом меняющихся представлений о путях решения проблемы и ситуации в производстве изоляционных материалов, а также исходя из необходимости обоснования направлений развития технологий РИР и РВР.

Выделены три основных вида капитального ремонта скважин: РИР, включающие в себя отключение обводненных пластов и их интервалов; РВР, включающие в себя исправление негерметичности цементного кольца, эксплуатационной колонны и наращивание цементного кольца; ликвидационные работы.

Показано, что почти все известные технологии разработаны исходя из целей ограничения притока попутно добываемой воды. Во многих из них основное внимание уделяется вопросам селективности изоляционных материалов, возможности их фильтрации в пористую среду и степени снижения ее проницаемости.

Современные технологии РИР и РВР рассмотрены применительно к проведению шести видов КРС с использованием селективных и неселективных изоляционных материалов. Обобщена эффективность и оценены перспективы применения наиболее распространенных тампо-нажных составов для изоляции притока воды в различных нефтедобывающих регионах России и странах СНГ. Объяснены причины различной эффективности рассмотренных тампонажных составов.

Приведены конкретные данные о технологии и результатах

РИР по отключению обводненных интервалов пласта на Арланском месторождении, методика определения технологической эффективности РИР с учетом различного сочетания вскрытых перфорацией пластов.

В первой главе также рассмотрены технологии применения технических способов и методов устранения негерметичности эксплуатационных колонн и отключения верхних пластов.

Показано, что для устранения негерметичности эксплуатационных колонн и отключения верхних обводненных пластов наибольшее применение наши металлические пластыри на месторождениях Западной Сибири. На месторождениях Башкортостана за 1984-1995 г.г. пластыри установлены в 266 скважинах. Перспективы применения этого метода зависят от качества стали для изготовления гофр, наличия эффективного герметика и состояния цементного кольца в интервале установки пластыря.

Для этих же целей могут также применяться пакеры как временное средство, способ замены дефектных обсадных труб в интервале спуска кондуктора и технической колонны. В то же время использование летучек и дополнительных колонн приводит к потере диаметра ствола скважины, усложнению технологии из-за необходимости предварительного наращивания или укрепления цементного кольца за первичной эксплуатационной колонной.

В этой же главе приведены способы наращивания цементного кольца за эксплуатационной колонной путем закачивания цементного раствора через спецотверстия, нарушения и с устья в межколонное пространство.

Показано, что известные технологические схемы наращивания цементного кольца и в целом - задачи этого вида РВР не увязаны с конкретными геологическими и гидрогеологическими условиями в

заколонном пространстве и, самое главное, с возможностями качественного разобщения пластов за кондуктором в процессе изоляционно-ликвидационных работ.

Поскольку наращивание цементного кольца чаще всего производится в интервалах поглощений и для этого применяется цементный раствор с известными недостатками (слабые адгезионные свойства, большая плотность, нестабильность), то приведены данные некоторых исследований по их облагораживанию.

Анализ и обобщение наиболее распространенных методов РИР и РВР показывает, что они проводятся как в интервале продуктивного пласта, так и выше по разрезу вплоть до устья скважины. Поэтому укрупненно выделяется четыре интервала проведения ремонтных работ, отличающихся гидродинамическими, гидрогеологическими и температурными условиями. Предлагается выбор тампонажных растворов для каждого из четырех интервалов.

Отмечено, что работы по проблеме оздоровления фонда скважин будут осуществляться главным образом с применением методов тампонирования. При этом актуальными остаются как разработка научно-методических основ решения указанной проблемы, включающих в себя методологию исследований геолого-технического состояния скважин, технологию ремонтно-восстановительных и изоляционно-ликвидационных работ, так и - обоснование видов, свойств тампонажных растворов в зависимости от геологических, гидрогеологических и гидродинамических условий в заколонном пространстве.

В первой главе приведены также результаты обобщения современных (основных) методов исследования технического состояния скважин, определяемого уровнем соответствия основных элементов конструкции скважин требованиям охраны недр, окружающей среды и

эксплуатации: исключение перетока жидкости и газа из одного пласта в другой или выхода их на поверхность.

Первоначально техническое состояние скважины определяется во время ее строительства. В дальнейшем, в процессе эксплуатации скважины, эксплуатационная колонна и цементное кольцо подвергаются как различным механическим воздействиям, так и воздействию пластовых и закачиваемых вод. Это приводит к возникновению дефектов скважины. Кроме того, при эксплуатации скважины проводятся различные виды РИР, в результате которых изменяется интервал и состояние цементного кольца за колонной. Перечисленные факторы обусловливают необходимость периодического исследования технического состояний скважины.

Приведены назначение и основная сущность трех основных геофизических методов исследования состояния цементного кольца: акустической, гамма - гамма цементометрии (АКЦ и СГДТ) и термометрии.

Метод АКЦ позволяет установить высоту подъема цемента, наличие или отсутствие цемента за колонной, степень сцепления цемента с колонной и горными породами и исследовать формирование цементного камня во времени. Метод АКЦ дает лишь качественное представление о состоянии цементного кольца и его герметичности без расшифровки характера дефектов. Поэтому эти дефекты выражаются через чисто условный термин "сплошность контакта".

Как отмечают специалисты - геофизики, одним из недостатков метода АКЦ является низкая чувствительность к определению контакта цемента с колонной. Поэтому исследования иногда проводят путем изменения давления в колонне, что увеличивает их трудоемкость. С недостаточной чувствительностью метода связана необходимость выдержки продолжительного времени (до 24 ч. и более)

между процессами цементирования и исследования. Методом АКЦ практически невозможно оценить вертикальные каналы малой раск-рытосги и местоположение негерметичности колонны. По перечисленным выше причинам эффективность метода АКЦ в обычном режиме исследований не превышает 25%, а при исследованиях под давлением в колонне - около 357..

Во ВНИИГИС разработан аппаратурно-методический комплекс "Контроль", обладающий рядом преимуществ по сравнению с геофизической аппаратурой аналогичного назначения: возможность исследования в колонне большого диаметра, высокая чувствительность и разрешающая способность по определению дефектов. Комплекс внедрен в различных объединениях. Находится на стадии испытаний в АНК Башнефть.

В исследуемой нами области метод АКЦ часто применяется до и после наращивания цементного кольца, но наибольшее применение находит в процессе ликвидации скважин. Исходя из практики предпринята попытка обоснования оптимального количества исследований АКЦ в процессе ремонтных работ. Приведены масштабы применения метода АКЦ по годам на месторождениях Башкортостана.

Метод СГДТ позволяет установить высоту подъема цемента, наличие цемента и характер его распределения в интервале цементирования, наличие переходной зоны от цементного камня к раствору (гельцементу), эксцентриситет колонны.

Приборы гамма - гамма метода известны под названием "гам-мацементомеры (дефектомеры)".

Для записи цементограмм и толщинограмм применяются аппаратура СГДТ-2, СГДТ-3 и комплексный прибор ЦМГА-2. Таким образом, скважинный гамма-дефектомер-толщиномер СГДТ-2 предназначен для одновременного определения качества цементирования колонны и

толщины ее стенок. Показания прибора практически не подвержены влиянию промывочной жидкости и среды заколонного пространства. Преимуществом метода СГДТ также является возможность исследования технического состояния скважин независимо от прошедшего после цементирования времени.

Из приведенных характеристик методов АКЦ и СГДТ видно, что ни метод АКЦ, ни метод СГДТ не определяют герметичности заколонного пространства (отсутствие перетоков). Выявляемые дефекты указывают только на вероятность возникновения заколонной циркуляции жидкости и межпластовых перетоков.

На практике методы АКЦ и СГДТ используются комплексно, что повышает достоверность заключений о результатах исследований. Однако в отдельных случаях метод СГДТ может быть применен самостоятельно или достаточно исследований только АКЦ в зависимости от способов, технологий и интервалов проведения изоляционных работ. Приведены промысловые данные, косвенно подтверждающие изложенное выше.

Метод термометрии позволяет установить верхнюю границу цементного кольца, наличие или отсутствие цемента в заколонном пространстве, степень равномерности распределения цемента в соответствии с литологией и негерметичность эксплуатационной колонны и цементного кольца. Термометрия является основным методом для выявления заколонной циркуляции жидкости.

Недостатками метода термометрии являются: ограниченный период времени исследования после цементирования, связанный с исчезновением экзотермического эффекта по истечении 2 суток, низкая эффективность повторных исследований по причине выравнивания температурных аномалий из-за перемешивания жидкостей в стволе скважины, сложность отбивки уровня цемента в высокотем-

пературных скважинах, невозможность оценки характера распределения цемента в заколонном пространстве по периметру скважины и сцепления его с колонной и с породой..

На практике метод термометрии находит широкое применение для контроля технического состояния эксплуатационного фонда скважин, а также для оценки результатов РВР и ликвидационных работ с точки зрения герметичности заколонного пространства. Это обусловлено спецификой проведения работ по оздоровлению фонда скважин, заключающейся в надежном разобщении пластов и недопущении межпластовых перетоков в соответствии с требованиями охраны окружающей среды.

На примере месторождений Башкортостана показано, что исследованию высокочувствительным термометром (ВТ) подвергается до 16...27% фонда нагнетательных скважин. Значительное количество исследований проводится комплексом РГД+ВТ, что повышает надежность интерпретации получаемых данных.

В первой главе из'геофизических методов приводится также технология и область применения радиоактивных изотопов, дебито-метрии (расходометрии), резистивиметрии, влагометрии, плотно-метрии, индукционной дефектометрии и магнитной локации колонн, электромагнитного дефектоскопа. Из промысловых методов оценки технического состояния скважин приведены технологии применения "способа вызова циркуляции", поинтервальной опрессовки пакером и высоковязкой жидкостью.

Показано, что из всех представленных выше исследований технического состояния скважин наибольшее применение находят методы АКЦ, СГДТ, высокочувствительной термометрии, РГД (ГД) и поинтервальной опрессовки колонны пакером. Кроме того, в различных нефтедобывающих районах имеется различная оценка воз-

можностей методов исследований технического состояния скважин, иногда недооцениваются отдельные методы, успешно применяемые на соседних месторождениях, наблюдается различная периодичность исследований и т.д. Перечисленное обусловливает необходимость специального регламентирования исследований по контролю технического состояния скважин. При этом первостепенное внимание должно быть уделено на выделение дефектов по отдельным элементам конструкции скважин с применением комплекса наиболее доступных и апробированных геофизических и промысловых методов исследований.

Вторая глава посвящена разработке методологии исследований геолого-технического состояния скважин, заключающейся в обосновании структуры информации о геолого-техническом состоянии скважин и принципов ее анализа, создании специальной методики исследований по контролю технического состояния скважин и новых методов исследований отдельных категорий скважин.

Отмечается, что объем и структура факторов, характеризующих геолого-техническое состояние скважин, по мере увеличения продолжительности эксплуатации скважины изменяется - первый увеличивается, вторая - усложняется. Поэтому на месторождениях, находящихся на поздней (завершающей) стадии разработки, очень важно обоснование структуры информации, характеризующей динамическое состояние скважины и учитывающей неполноту информации и возможность ее компенсации какими-то другими данными, геологические и гидрогеологические особенности разреза, особенности конструкции скважин и т.д.

Сущность впервые разработанной методики заключается в обосновании оптимальной структуры информации, сбор, накопление и последующий анализ которой позволяет оценить перспективу ис-

пользования скважин с учетом экологического и экономического аспектов разработки нефтяного месторождения.

Показано, что совокупность информации о геолого-техническом состоянии скважин состоит из четырех групп:

I группа - информация об объекте разработки, продолжительности и периодах эксплуатации скважин в различных категориях;

II группа - информация о конструкции скважин;

III группа- геологическая и гидрогеологическая информация;

IV группа - информация о проведенных РИР, РВР.

Методика нашла практическое применение в виде "СТП

0147276- 012-90. Инвентаризация эксплуатационного фонда скважин. Методика проведения".

Целью разработки методики анализа данных о геолого-техническом состоянии скважин является установление единого порядка оценки указанной информации и на этой основе определение возможности дальнейшего их использования.

Сущность методики заключается в том, что сопоставляются конструкции скважин и гидрогеологический разрез в интервале от устья до кровли горизонта - потенциального загрязнителя пресноводного комплекса. При этом основными показателями конструкции скважин приняты уровни цементного кольца за кондуктором и эксплуатационной колонной; гидрогеологии - границы залегания отложений пресноводного комплекса и минерализованных вод. Результатом сопоставления перечисленных данных является оценка возможности перетока минерализованных вод в интервалы залегания отложений пресноводного комплекса.

Исходя из частого отсутствия данных оценки уровня и качества цементного кольца за кондуктором во время строительства

скважин, методика предусматривает сопоставление неопределенного состояния закондукторного пространства как с расположением башмака кондуктора относительно границы раздела отложений пресных и минерализованных вод, так и - состоянием пространства за эксплуатационной колонной. Далее сопоставляются данные о техническом состоянии колонны (герметичность) с гидродинамической характеристикой пласта-загрязнителя. Для многих месторождений Урало-Поволжья таким горизонтом является сакмаро-артинский ярус.

Путем перечисленных сопоставлений установлен 31 тип добывающих и 26 типов нагнетательных скважин, вбирающие в себя практически все встречаемые геолого-технические условия эксплуатации скважин указанного региона.

Разработанная методика, кроме оценки возможности использования скважин, предусматривает выбор средств реализации этой возможности.

Методика нашла практическое применение в виде "СТО 03-31-94. Методика анализа данных о геолого-техническом состоянии скважин ".

Перечисленные две методики служат основой в процессе разработок по созданию базы данных о геолого-техническом состоянии скважин.

Целью разработки методики контроля технического состояния скважин является создание нормативно-технического документа, регламентирующего задачи, виды и периодичность исследований и обоснование наиболее характерных для каждого вида исследований признаков оценки технического состояния.

Методика предусматривает исследование 8-ми категорий скважин или их переходных состояний; добывающие и нагнетательные

действующие, добывающие при переводе в нагнетательные и пьезометрические, пьезометрические, наблюдательные, водозаборные, поглощающие.

Последовательность исследований технического состояния скважин определяется исходя из принципа: от постоянных визуальных наблюдений и несложных замеров к исследованию с определенной периодичностью во времени и, наконец, к разовым исследованиям во время ремонтных работ.

Проведение исследований по контролю технического состояния скважин в соответствии с разработанной методикой позволяет разделить их на 3 группы, характеризующиеся степенью соответствия к требованиям охраны недр и окружающей среды.

Таким образом, разработанный документ регламентирует не только проведение того или иного вида исследований с определенной периодичностью, но является методической основой для однозначной оценки технического состояния скважин благодаря целенаправленному распределению видов исследований по элементам конструкции скважин и возможности увязки результатов интерпретации данных исследований с неисправностями скважин.

Получаемые динамические данные дополняют и уточняют информацию о геолого-техническом состоянии фонда скважин и обеспечивают ее оперативность и достоверность. Последние позволяют более обоснованно и успешно проводить различные виды капитального ремонта скважин: РВР, перевод из категории в категорию, работы по воздействию на продуктивные пласты и т.д.

Во второй главе также приведены результаты специальных работ по обоснованию возможности использования данных исследований нагнетательных скважин глубинными расходомерами для изучения перетока закачиваемой воды.

Признаки существования перетока закачиваемой воды в непродуктивные пласты могут быть установлены путем сопоставления величины приемистости скважины с материалами промыслово-геофизических исследований (например, показаниями метода ПС). При обнаружении перетока имеется возможность уточнения его путем сопоставления величин фактически замеренной (например, во время РГД) и потенциальной расчетной. Последняя определялась, исходя из существования корреляционной зависимости между толщиной и коллекторскими свойствами песчано-алевролиговых пород, путем построения зависимости типа:

ч = аь, ДР), (1)

где 0 - дебит скважины, м3/сут;

Ь - толщина пласта, м;

ДР - депрессия на пласт, МПа.

Для проверки возможности оценки величины потенциальной приемистости нагнетательных скважин Арланского месторождения непосредственно по толщине (мощности) заводняемого пласта (сущность "метода мощностей") были проведены специальные исследования. В качестве исследуемого параметра была выбрана удельная потенциальная приемистость:

Ч

Ч = — См3/сут-м], (2)

Ь

Величина удельной приемистости определялась по данным исследований РГД на максимальном режиме закачивания воды. При этом же режиме замерялось давление закачивания воды (Рэак)- Пласто-

вое давление определялось по данным его замера, по времени ближайшего к исследованию скважины РГД.

Вычислив величину удельной потенциальной приемистости и сравнив ее с фактической, можно оценить возможность существования перетока закачиваемой воды в непродуктивные пласты. Далее, изучив характер распределения приемистости по толщине пласта, можно определить направление перетока.

Для получения окончательных математических зависимостей типа q = f(h, дР) были подвергнуты статистической обработке данные 118 исследований РГД по 60 скважинам.

В результате построены эталонные зависимости удельной приемистости пласта C-II вида q = f(h, дР) и q34) = f(h, дР)для различных значений Рпл. Построенные уравнения регрессии методом наименьших квадратов имеют вид:

qi = 6,5 + 7,05 h + 5,4 ДР

Яэо>1 = -57,2 + 23,2 h +■ 9,3 дР

q2 = -38,8 + 9,31 h + 11,1 ДР

Чэф2 = "76.4 + 21,2 h + 14,1 ДР

при Рпл = 7,7...18 Мпа; (3)

при Рпл = 7,7...18 Мпа; (4)

при Рпл = 18...23,б Мпа; (5)

при Рпл = 1S...23,6 Мпа; (6)

Приведены графики зависимостей вида я = Г(Ь, дР) и примеры определения перетока в конкретных нагнетательных скважинах.

Разработанная методика нашла практическое применение на Арланском месторождении в виде "СТО 03-88-80. Диагностика перетока закачиваемой воды в непродуктивные пласты в нагнетательных скважинах". Она может быть использована для получения зависимостей типа р = дР) и на других, отличных от Арланского, месторождениях при условии достаточной выборки данных исследований нагнетательных скважин.

В третьей главе изложены технологические пути решения проблемы оздоровления осложненного фонда скважин, включающие в себя:

общие положения технологии ремонтно-восстановительных работ;

способы и технологию изоляции пласта-загрязнителя пресноводного комплекса;

способы и технологию вторичного цементирования кондуктора (ВЦК);

способы и технологию вторичного цементирования эксплуатационных колонн (ВЦЗК);

технологию вторичной герметизации эксплуатационных колонн (ВГЭК);

технологию ликвидации скважин.

В общих положениях приведена классификация скважин по характеру межпластовых перетоков минерализованных вод на шесть основных типов. В соответствии с предложенной классификацией работы по оздоровлению осложненных скважин отнесены в основном к трем видам работ по капитальному ремонту скважин:

наращивание (доподъем) цементного кольца за эксплуатационной колонной и кондуктором;

устранение негерметичности эксплуатационной колонны;

ликвидация скважины.

Обоснованы включение скважин в категорию осложненных и очередность проведения в них РВР, выделение территорий (участков) расположения скважин для первоочередного обследования.

Приведены 4 способа и технологии изоляции интервала пласта-загрязнителя и ВЦК, обоснованы условия их применения, последовательность и перечень основных технологических операций.

Рассмотрена технология ВЦЭК, которая включает общие характеристики геолого-технических условий его проведения; 4 дополнительные условия, обусловленные соотношением уровней цемента за кондуктором, эксплуатационной колонной и границами залегания пресноводного комплекса; способы закачивания тампонажных растворов в заколонное пространство и условия, определяющие их выбор; состав, последовательность всех основных операций и их алгоритмы. Аналогично представлена технология ВГЭК.

Представлены технологии ликвидации скважин. Показано, что впервые в 1983 году была разработана технология ликвидации скважин с открытым забоем истощенного рифового месторождения (Грачевского) в связи с реализацией программы доразработки его путем вытеснения нефти оторочкой углеводородных растворителей с последующим нагнетанием газа высокого давления. Технология включает в себя полный перечень и последовательность проведения технологических операций с учетом специфики геологического разреза и конструкции скважин Грачевского месторождения. Особенностью технологии является обеспечение возможности контроля колонного и заколонного пространства, спуска геофизических приборов для периодических контрольных термометрических исследований в отдельных скважинах, расположенных в различных частях структуры. Технология нашла применение в виде инструкции, в соответствии с которой было ликвидировано 40 скважин. Это позволило осуществить широкомасштабные опытные работы по увеличению конечной нефтеотдачи.

Далее была обоснована необходимость и разработана технология ликвидации скважин месторождений платформенного типа. Технология учитывает реальные конструкции скважин, их техническое состояние, особенности геологического и гидрогеологического

строения месторождений, обоснование видов, параметров тампонаж-ных растворов и т.д. По этой технологии (РД 39-014276-216-87Р) в 1988- 1992 г.г. было ликвидировано 357 скважин эксплуатационного фонда.

В процессе проведения ликвидационных работ были встречены серьезные проблемы, связанные со вторичным цементированием кондуктора, обусловившие необходимость обоснования и разработки принципиальных технологических схем разобщения пластов за ним. В соответствии с принципиальными схемами (РД 39Р-0135648-008-91) только в 1992 г. было ликвидировано 223 скважины.

Проведение большого объема аналитических исследований результатов внедрения уже разработанных технологий потребовало дальнейшего их усовершенствования. Такая технология (РД 39-0135648-012-93) включает в себя классификацию месторождений платформенного типа по геолого-техническим и гидрогеологическим признакам, определяющим условия проведения и основные задачи изоляционно-ликвидационных работ; состав и последовательность технологических операций по 6 вариантам, включая скважины с аварийным неизвлекаемым оборудованием, находящимся на различной глубине как от устья, так и от уровня цементного кольца за эксплуатационной колонной; алгоритмы технологических операций.

Приведены также особенности технологии ликвидации скважин, находящихся в затопляемой и водоохранной зонах, разведочных скважин без спуска эксплуатационной колонны. По разработанной технологии за 1993-1995 г.г. ликвидировано 628 скважин.

В процессе внедрения разработанных технологий ликвидации скважин на Шкаповском месторождении были установлены геолого-технические условия, названные нами аномальными: отсутствие первичного цементирования кондуктора;

негерметичность кондуктора в одном или нескольких интервалах по причине коррозии металла обсадных труб;

затрудненная проходимость инструмента через верхнюю часть кондуктора из-за смятия корродированных обсадных труб;

отсутствие верхней части кондуктора по причине извлечения ее в процессе строительства скважин;

интенсивное поглощение жидкости в интервале залегания отложений уфимского, казанского ярусов и четвертичных отложений;

наличие минерализованных вод в свите "А" верхнеказанского подъяруса, требующее проведения дополнительных трудоемких изоляционных работ;

нахождение границы залегания отложений пресноводного комплекса и минерализованных вод на значительном расстоянии как от башмака кондуктора, так и от устья, и связанные с этим технологически е трудности разобщения указанной границы;

низкая пластовая температура (5-10 °С) в интервале спуска кондуктора, не обеспечивающая формирования цементного камня из-за разбавления и поглощения цементного раствора с продолжительным сроком схватывания.

Разработанная для приведенных условий технология (РД 390147276-016-94) предусматривает проведение изоляционно-ликвидационных работ только в интервале кондуктора в пяти группах условий по 23-м вариантам.

Бри этом обоснована необходимость извлечения эксплуатационной колонны в 2-3 этапа и установки цементных мостов в открытом стволе по мере извлечения определенной длины колонны в интервале "голова торпедированной колонны - глубина выше башмака кондуктора". Это исключает возможность потери ствола из-за обвала стенок скважины ниже башмака кондуктора и возникновения

аварийных ситуаций в кондукторе по причине плохого технического состояния его. Аналогично осуществляется извлечение кондуктора. Кроме исключения непредвиденных ситуаций, предложенная технология способствует наиболее качественному разобщению пластов путем установки цементных мостов в открытом стволе скважины.

Разработаны алгоритмы всех 23-х вариантов проведения изоляционно- ликвидационных работ. Решена задача по разработке и внедрению компьютерной программы осуществления процесса ликвидации скважин с аномальными геолого-техническими условиями, предусматривающей проведение изоляционно-ликвидационных работ по всему стволу скважины.

Компьютерная программа предусматривает выдачу программы проведения ликвидационных работ вместе с расчетными объемами применяемых тампонажных растворов, составов для предварительного тампонирования поглощающих пластов, наполнителей в каждом ответственном с точки зрения разобщения пластов интервале изоляционных работ и по всему стволу скважины. Она также предусматривает создание базы данных и проведение анализа уже проведенных работ.

Разработана технология извлечения обсадных колонн (СТО 03-40- 96) с использованием вырезающего устройства (внутренней труборезки), являющаяся составной частью общей технологии ликвидации скважин. Показаны преимущества применения вырезающего устройства, заключающиеся в отсутствии деформации обсадной трубы и равномерной резке по ее периметру, безопасном ведении работ и независимости от геофизической службы.

Показано, что с извлечением эксплуатационных колонн путем резки за 1993-1995 г.г. ликвидировано 123 скважины, в том числе 78 скважин Шкаповского и Сатаевского месторождений. Применение

труборезки обеспечило увеличение доли скважин с извлечением эксплуатационных колонн до 88% по сравнению с 80 % до внедрения труборезки. В свою очередь, извлечение эксплуатационных колонн позволило повысить качество разобщения пластов в интервале ниже башмака кондуктора и особенно - за кондуктором в интервале залегания отложений пресноводного комплекса.

Четвертая глава посвящена обоснованию направлений совершенствования технологий РИР и РВР. Эти направления обусловливаются гидродинамическими и температурными условиями, геолого-техническим состоянием и соответствием средств ремонта скважин вышеперечисленным условиям. Кроме того, большое значение имеет доставка в объекты изоляции тампонажного раствора с исходными (запланированными) свойствами.

Показано, что гидродинамические условия в скважине определяют: одновременная совместная разработка нескольких пластов одной сеткой скважин, различие геолого-физических характеристик одновременно разрабатываемых пластов, наличие гидродинамической связи между пластами по некачественному цементному кольцу, не-зацементированному заколонному пространству и по стволу скважины (нарушение колонны), наличие пластов (интервалов нарушения колонны) с высокой поглотительной способностью.

Применительно к процессу РИР и РВР важно определение условий перетока между пластами: время возникновения и изменение его величины во времени. Нами произведен расчет для случая, когда в скважине общим фильтром вскрыто два пласта, характеризующиеся каждый своей .толщиной, проницаемостью, коэффициентом пьезопроводности, пластовым давлением, постоянным на контуре влияния, в скважину закачивается вода с постоянным расходом. После прекращения закачивания воды в скважину начинается про-

цесс восстановления (падения) давления в пластах, который описывается системой уравнений пьезопроводности в цилиндрических координатах:

с 1 Э ЭР1 1 ЭР1

| г Эг Эг х-1 аь

< (7)

I 1 а эр2 1 ар2

г Эг Эг «2 аь

где Р - давление в пласте на расстоянии г от оси скважины;

х - коэффициент пьезопроводности;

I - время.

Приведенную систему уравнений решали численным методом на

ЭВМ.

Расчетами показано, что при РПЛ1 * Рпл2 переток воды из пласта с большим пластовым давлением в пласт с меньшим пластовым давлением возникает практически мгновенно по прекращении закачивания воды в скважину. Величина перетока в начале увеличивается, затем - стабилизируется.

В условиях РПЛ1 = Рпл2> но при различной проницаемости пластов, переток воды возникает сразу же из пласта с худшей проницаемостью в пласт с лучшей проницаемостью. Величина перетока в начале возрастает, затем постепенно снижается до нуля.

Темп распределения давления в пластах с большей проницаемостью выше, чем в пласте с меньшей проницаемостью, и это оказывает влияние на распределение давления по пластам. В условиях

равных проницаемостей и пластовых давлений изменение толщины одного из пластов приводит к изменению величины перетока.

Приведены примеры расчета для условий, близких к действительным. Оказалось, что в этих условиях величина образующегося перетока находится в пределах 20 м3/сут.

Представлены примеры исследований скважин РГД, подтверждающие результаты расчетов. В этих условиях применение тампонаж-ных растворов с длительным сроком схватывания (несколько часов) приводит к их разбавлению и образованию циркуляционных каналов в отвержденном изоляционном материале. Именно это является одной из распространенных причин низкой успешности РИР и РВР.

Таким образом, результаты проведенных расчетов и инструментальных исследований подтверждают необходимость учета гидродинамических условий и возможных последствий при проведении РИР, РВР в любых скважинах.

При проведении РИР и РВР температура тампонажного раствора может изменяться как в процессе закачивания его по стволу скважины, так и в процессе продавливания в объект изоляции. Это подтверждено нами теоретическими расчетами и инструментальными измерениями в скважинах.

Расчетами показано, что изменение вязкости растворов от 3 • 10 ~3 до 20 • 10 "3 Па.с и коэффициента теплопроводности от 0,167 до 0,64 Вт/(м • °С) не приводит к существенному изменению характера распределения температуры закачиваемой жидкости по стволу скважины. С уменьшением удельной теплоемкости закачиваемая жидкость быстрее принимает температуру пласта (объекта изоляции) .

Показано, что изменение геотермического градиента при эксплуатации скважины существенно влияет на характер изменения

температуры закачиваемой жидкости по стволу.

Произведено сопоставление результатов расчетов с данными фактических температурных измерений в скважинах Туймазинского и Арланского месторождений и подтверждено отсутствие значительного влияния продолжительности закачивания жидкости на изменение ее температуры.

Исследованиями нагнетательных и нефтяных скважин термометром показано, что характер распределения температуры по стволу скважины значительно отличается от естественной геотермы для данного района.

Расчетами по формуле, полученной при решении задачи об остывании (нагревании) скважины, заполненной жидкостью с температурой, отличной от пластовой, также показано, что температура находящейся в скважине воды очень быстро становится равной температуре пласта. Например, при заполнении скважины водой с температурой, отличающейся от пластовой на 20, 10 и 5 °С, время изменения температуры составляет соответственно 3600, 2400 и 120 с.

На основании проведенных инструментальных исследований и теоретических расчетов сформулированы основные положения, характеризующие изменение температуры в самих скважинах и закачиваемых жидкостей при проведении в них РИР и РВР.

При проведении РИР и РВР в продуктивных пластах или близких к ним интервалах в качестве исходной рекомендуется принимать температуру пласта по средней геотерме данного месторождения. В интервалах выше продуктивного пласта исходная температура должна уточняться по данным специальных исследований. Аналогично должна уточняться исходная температура в нагнетательных скважинах.

Рассмотрена возможность разбавления тампонажного раствора в трубах в зоне контакта со скважинной и продавочной жидкостями в процессе его закачивания в скважину. Расчетами с помощью приемов решения задачи распределения вещества в зоне смешения установлено, что при проведении РИР и РВР с закачиванием ограниченных объемов тампонажного раствора значительная часть его смешивается со скважинной и продавочной жидкостями и теряет изолирующую способность. Объем образующейся смеси определяется вязкостью жидкостей, диаметром НКТ и обсадной колонны, их длиной, скоростью закачивания и составляет от 0,2 до 0,7 м3, а длина зоны смеси изменяется от 28 до 110 м.

В условиях различных плотностей тампонажного раствора, скважинной и продавочной жидкостей их дополнительное перемешивание наблюдается при остановках закачивания.

Таким образом, технологии РИР и РВР должны развиваться в направлениях, обеспечивающих образование качественного изоляционного материала в объекте изоляции путем исключения или уменьшения отрицательного влияния сложных гидродинамических (перетоков) , температурных условий и разбавления тампонажных растворов при транспортировке их в объекты изоляции. Одним из основных направлений развития технологий РИР и РВР является разработка и применение тампонажных растворов с короткими и регулируемыми в широком диапазоне сроками схватывания, строгая обоснованность технологических схем их закачивания в соответствии с многообразием конкретных условий скважин.

В пятой главе приведены результаты лабораторных исследований по разработке и совершенствованию рецептур тампонажных растворов для проведения РИР, РВР и ликвидационных работ.

При постановке лабораторных исследований учитывались уело-

вия эксплуатации скважин и требования к тампонажным растворам, описанные в предыдущих главах, а также быстро меняющаяся обстановка в сфере производства и сбыта продуктов нефтехимических и других производств (дефицитность, стоимость и т.д.).

Разработана улучшенная рецептура тампонажного состава на основе лигносульфонатов технических (ЛСТ) путем введения в него отхода производства изопропилбензола, снижающего растворимость образующегося полимера в пресной воде и при определенной концентрации - полностью исключающего ее. Указанный состав под шифром ТС-ЛСТ-1 нашел наибольшее применение при проведении РИР и РВР в интервалах ниже пресноводного комплекса в скважинах Ар-ланского месторождения.

Показано, что недостатком тампонажного состава ТС-ЛСТ-1 является относительно низкая прочность отвержденного полимера (0,1-0,12 Мпа на разрыв) и короткое время отверждения при температуре выше 20 °С (до 1ч.).

Установлена возможность увеличения твердости и экологических показателей полимера за счет введения в состав ТС-ЛСТ-1 комплексона - ОЭДФ. Разработана рецептура тампонажного состава под шифром ТС-ЛСТ-1-ТЭ (повышенная твердость и экологическая чистота).

Для закупоривания каналов больших размеров (зон поглощений, интервалов отсутствия цементного кольца, трещин) разработан также тампонажный состав ТС-ЛСТ-ТВ (повышенная твердость и увеличенное время отверждения) путем введения в состав ТС-ЛСТ-1 бентонита и коллектора АНП-2.

Разработана рецептура тампонажного состава на основе ЛСТ без хроматов. Установлено, что полимер из тампонажного состава на основе ЛСТ, карбамидоформальдегидной смолы (КФС) и катализа-

тора (шифр ТС-ЛСТ-2) обладает прочностью почти на порядок выше прочности полимера из ТС-ЛОТ-1. Тампонажный состав ТС-ЛСТ-2 хорошо фильтруется в пористую среду и мелкие трещины (дефекты) цементного камня, применяется при проведении РИР и РВР в скважинах многих месторождений.

С целью использования отходов только местных нефтехимических производств и упрощения технологий РИР и РВР разработан тампонажный состав на основе КФС и отхода производства изопро-пилбензола в качестве отвердителя. Полимер из этого состава обладает увеличенной адгезией с поверхностью породы и проявлением ее с поверхностью металла за счет применения кислого отвердителя (рН = 0,8...2,0). Использование последнего также обеспечивает увеличенное время отверждения состава (до 1,5 ч.).Данная рецептура тампонажного состава находит широкое применение на практике.

Известно применение в качестве изоляционного материала ацетоноформальдегидной• смолы (АЦФ) с введением в нее мочевины при температуре 50...60 °С. Нами разработан тампонажный состав на основе АЦФ с введением в нее ЛОТ вместо мочевины. Это упрощает процесс приготовления тампонажного состава. При отверждении состава образуется твердый, непроницаемый полимер во всем объеме и без усадки. Состав рекомендован для применения при проведении РИР и РВР.

Разработан осадкообразующий состав на основе жидкого стекла и отхода производства изопропилбензола. Установлено, что максимальный объем осадка в количестве 100% объема исходных реагентов достигается при смешении жидкого стекла и отхода производства нормального качества при объемном соотношении 2,5 : 1.

Установлено также, что образующийся осадок, представляющий

собой твердые нерастворимые в воде кристаллы, обладает повышенной адгезией к поверхности кварца (то есть терригенной породы). Фильтрация компонентов состава в любой последовательности приводит к практически полному закупориванию пористой среды.

Показано, что фильтрация отхода изопропилбензола через образцы терригенных пластов приводит к увеличению проницаемости породы на 15...30%. Это обосновывает последовательность закачивания реагентов при изоляции проницаемого терригенного пласта -вначале отход изопропилбензола, затем - жидкое стекло.

Разработанный способ изоляции может применяться при отключении верхних и средних обводненных и выработанных пластов, а также при изоляции проявляющих и поглощающих пластов в процессе бурения, РИР, РВР и ликвидационных работ. Он находит применение в работах по увеличению нефтеотдачи пластов на месторождениях Башкортостана.

Проведены исследования по изысканию и совершенствованию рецептуры тампонажных материалов на основе минерального вяжущего.

Разработана рецептура тампонажного состава плотностью 1610...1620 кг/м3, растекаемостью 18...19 см, обладающего повышенной закупоривающей способностью. Ингредиентами тампонажного состава являются тампонажный портландцемент, бентонит, хлористый кальций, шелуха гречихи, реагент "Деман" (полимерный продукт) и вода.

Разработана рецептура тампонажного раствора с короткими сроками схватывания с добавлением в воду затворения цемента отхода содового производства Стерлитамакского содово-цементного комбината.

Установлено, что использование указанного отхода сокращает

сроки схватывания цементного раствора при одновременном повышении прочности образующегося цементного камня. Рецептура применяется при проведении РВР по наращиванию цементного кольца и устранению негерметичности эксплуатационных колонн.

Разработана рецептура тампонажного состава на основе портландцемента, расширяющейся добавки НРС-1 (невзрывчатое разрушающее средство) и ускорителя схватывания (хлористого кальция).

Установлено, что цементный камень из расширяющегося цемента имеет величину объемного расширения в среднем 6...8%, обладает повышенными прочностными свойствами по сравнению с обычным цементным камнем и камнем из цемента с добавкой хлористого кальция. Так, величина прочности цементного камня на растяжение, изгиб и сжатие в 1,40; 1,11 и 1,74 раза больше после двухсуточного хранения образцов в пластовой воде. Указанная разница изменяется через 28 суток в 1,40; 1,28 и 2,33 раза; через 180 суток в 1,38; 1,54 и 1,93 раза.

Установлено также, что адгезия образцов из цемента с добавлением НРС-1 и хлористого кальция во всех случаях выше, чем у образцов из обычного цемента:

с песчано-цементной поверхностью в 2,7; 4,8 и 5 раз соответственно через 2; 28 и 60 суток хранения;

с поверхностью обычного цементного камня соответственно в 1,31; 2,56 и 4,19 раза;

с поверхностью металла, смоченного нефтью, соответственно в 7,6; 10,2 и 6,7 раза;

с корродированной поверхностью металла соответственно в 3,05; 6,79 и 3,5 раза.

Разработанный тампонажный состав внедрен на промыслах при проведении РИР и РВР в осложненных скважинах.

Показаны недостатки ВЦЭК непосредственно через спецотверстия и через спецотверстия в двух интервалах путем установки между ними пакера и восстановления циркуляции.

Для указанных условий разработан способ ВЦЭК при проведении РВР и ликвидационных работ.

Показаны причины осложнений при установке цементных мостов в открытом стволе рифовых месторождений.

Предложен новый способ цементирования открытого ствола. Для этого путем статистической обработки данных кислотных обработок установлено, что диаметр открытого ствола, подлежащего цементированию, определяется по зависимости:

Дц = 150 + 0,382 Дк, (8)

где Дк - диаметр открытого ствола по данным кислотных обработок.

Предложен способ изоляции зон поглощений, заключающийся в предотвращении разбавления тампонажного раствора с потерей способности к отверждению. Способ осуществляется путем закачивания в объект изоляции вначале суспензии гипса на водонефтяной эмульсии, затем раствора синтетической или другой смолы.

Разработан способ эффективного проведения РИР с целью сокращения отбора воды из высокообводненных скважин. Сущность способа заключается в учете взаимодействия скважин, особенно в условиях разработки месторождения при жестком водонапорном режиме.

Таким образом, разработано 9 тампонажных составов на основе портландцемента, JICT, К2С и алюмохлорида и два способа вторичного (повторного) цементирования эксплуатационных колонн, способы эффективного проведения РИР и изоляции зоны поглощения.

В шестой главе изложены результаты опытно-технологических

работ (OTP) по оздоровлению фонда скважин с использованием разработок, представленных в данной работе.

В процессе проведения OTP установлена невозможность восстановления циркуляции через башмак кондуктора и проблематичность дальнейшего использования этой технологической схемы.

Показана большая трудоемкость работ по ВЦК путем бурения скважины-шурфа вдоль кондуктора. Установлено, что для создания цементного кольца за кондуктором удовлетворительного качества необходимо бурение не менее трех скважин-шурфов.

Показаны преимущества и недостатки всех других технологических схем. Установлено, что наилучшее качество вновь созданного цементного кольца за эксплуатационной колонной достигается при закачивании цементного раствора в заколонное пространство по НКТ малого диаметра.

Показано улучшение качества цементного кольца при использовании цементных растворов с короткими сроками схватывания за счет исключения преждевременного поглощения, разбавления и образования каналов во время ускоренного схватывания.

Показана необходимость исключения из практики неоднократных операций закачивания только цементных растворов в нарушения колонн с целью их полной герметизации. Обоснована последовательность закачивания тампонажных растворов - от цементных к легкофильтрующимся и отверждаемым в полном объеме растворам.

Исходя из практики осуществления РИР и РВР обоснована необходимость определения количества цементного раствора для устранения негерметичности колонн с учетом задач наращивания цементного кольца в запланированном интервале и последующей качественной ликвидации скважины.

Представлены примеры проведения РВР в скважинах Туймазинс-

кого месторождения. Проведены OTP по разработке, совершенствованию и внедрению технологий ликвидации скважин Шкаповского месторождения, характеризующихся аномальными условиями эксплуатации.

Предложены способы проведения изоляционно-ликвидационных работ в кондукторе под давлением в интервалах ниже его нарушения, временной изоляции негерметичности кондуктора, находящейся на небольшой глубине.

В процессе проведения OTP на Шкаповском месторождении установлено коррозионное разрушение верхней части кондуктора и отсутствие ее в ряде скважин до.глубины 246 м, что резко осложняло проведение изоляционно-ликвидационных работ.

Для этих условий предложен и внедрен способ нарашдеания кондуктора до устья путем установки извлекаемого конца эксплуатационной колонны на 4-5 м ниже "головы" кондуктора и цементирования места соединения двух колонн.

С целью предотвращения потери ствола скважины из-за обвалов стенок скважины ниже башмака кондуктора и смятия последнего из-за коррозионного разрушения предложен и внедрен способ поэтапного извлечения эксплуатационной колонны с установкой цементных мостов по мере извлечения колонны.

Для условий, когда наращивание верхней части кондуктора невозможно по различным техническим причинам, предложен способ цементирования границы залегания пресных и минерализованных вод путем разряженной перфорации кондуктора в большом интервале (40-50 м и более) ниже и выше указанной границы.

Показана эффективность применения предложенных рецептур цементных растворов с улучшенными прочностными и адгезионными свойствами и короткими сроками схватывания в наиболее сложных

(аномальных) гидродинамических и геолого-технических условиях проведения ликвидационных работ.

Представлены примеры проведения OTP в скважинах Шкаповско-го месторождения с аномальными условиями эксплуатации.

Показано, что затраты на ликвидацию скважин являются не прибылеобразующими. Поэтому возрастающее объемы ликвидационных работ оказывают отрицательное воздействие на экономику разрабатываемых месторождений. В этих условиях первостепенное значение приобретает снижение затрат на ликвидацию скважин путем совершенствования технологии этого вида капитального ремонта скважин.

Экономический эффект от внедрения результатов разработок по 145 скважинам НГДУ Аксаковнефть за 1992-1996 г.г. составил 3082,4 млн.руб, в том числе доля автора 2019,4 млн.руб.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. В диссертации путем обобщения современного состояния технологий ремонтно-изоляционных, ремонтно-восстановительных работ и методов исследования технического состояния скважин показаны:

области эффективного применения наиболее распространенных видов тампонажных составов и технических средств на различных месторождениях России и стран СНГ;

возможности применения отдельных методов и их комплексов для исследования технического состояния эксплуатационного фонда скважин до, на различных стадиях и после проведения ремонтно-восстановительных и ликвидационных работ;

масштабы применения отдельных методов и их комплексов для

исследования технического состояния скважин на примере месторождений Башкортостана.

2. Диссертантом впервые создана методология исследований геолого-технического состояния скважин, являющаяся основой для восстановления их работоспособности и включающая в себя:

обоснование необходимой и достаточной информации о геолого-техническом состоянии скважин и принципов ее анализа, использование которых позволяет оценить долговременность эксплуатации скважин в условиях стабилизации и улучшения экологической ситуации в районах нефтедобычи и удовлетворительных экономических показателей разработки месторождения в целом;

регламентирование оптимальных с точки зрения доступности и практических результатов методов и комплексов исследований для постоянного контроля технического состояния скважин;

метод диагностирования технического состояния нагнетательных скважин, позволяющий по эталонным зависимостям производить оценку потенциальной поглощающей способности заводняемого пласта и через нее - возможность перетока нагнетаемой воды в непродуктивные пласты.

3. Обоснованы технологические пути решения проблемы восстановления работоспособности фонда скважин, обеспечивающие надежное разобщение пластов за обсадными колоннами; они включают:

классификацию осложненных скважин по видам межпластовых перетоков по разрезу, определение задач ремонтно-восстановительных работ и последовательности их проведения, выделение объектов первоочередного обследования;

выделение условий и технологий осуществления ремонт-но-восстановительных работ по вторичному цементированию эксплуатационной колонны, кондуктора и вторичной герметизации колонн;

разработку (впервые в отрасли) технологий ликвидации сква жин различных типов месторождений, категорий, осложненности степени опасности для окружающей среды.

4. Выполненными в диссертации теоретическими расчетами ус тановлено и инструментальными исследованиями в скважинах подт вервдено существование следующих факторов, обусловливающих нал равления развития технологий ремонтно-изоляционных и ремонт но-восстановительных работ:

образование перетока жидкости между пластами после закачк тампонажного раствора в скважину, который меняет свою величин и направление во времени в зависимости от соотношения гидропро водности пластов, пластового давления и приводит к образовали циркуляционных каналов в изоляционном материале и снижению ус пешности ремонтных работ;

существенная изменчивость температуры тампонажного раство при движении по стволу скважины, что влияет на сроки его схват вания и должно учитываться при планировании и проведении ре монтных работ вообще и в первую очередь - в верхних интервала разреза.

5. В результате широких лабораторных исследований разрабо таны на уровне изобретений и патентов девять новых рецепту тампонажных растворов на основе:

недефицитных и недорогих лигносульфонатов технических очень короткими (минуты), короткими (до 1 ч) и регулируемым большом диапазоне временем отверждения (до нескольких часов) применяемые на практике в процессе ремонтно-изоляционных рабо в интервале продуктивного пласта и ремонтно-восстановительны работ - ниже пресноводного комплекса в интервалах интенсивног поглощения;

карбамидоформальдегидной смолы и алюмохлорида с коротким временем отверждения, адгезией с поверхностью металла и породы, технологичностью, применяемый на практике для догерметизации интервалов нарушений и спецотверстий в эксплуатационной колонне;

жидкого стекла и алюмохлорида, характеризующийся моментальным осадкообразованием в объеме смешиваемых компонентов, адгезией, экологической безопасностью, технологичностью и применяемый на практике в любом интервале разреза скважины;

портландцемента, дистиллерной жидкости и расширяющейся добавки (до 6-8% объемн.), обладающие коротким и регулируемым временем схватывания, большой прочностью, адгезией, экологической безопасностью, технологичностью, применяемые на практике в процессах ремонтно-восстановительных работ по наращиванию цементного кольца и устранению негерметичности эксплуатационной колонны и имеющие большие перспективы для использования при первичном цементировании обсадных колонн.

6. Разработаны на уровне изобретений четыре способа вторичного цементирования эксплуатационной колонны, цементирования отрытого ствола скважин на истощенных рифовых месторождениях, эффективного отключения обводненных интервалов пласта с учетом взаимодействия скважин и изоляции интервала поглощения, направленные на повышение успешности и качества ремонтных работ.

7. На примере проведения опытно-технологических работ в скважинах различных месторождений показано:

решена важная народно-хозяйственная задача по утилизации объектов нефтедобывающей отрасли, оказывающих отрицательное воздействие на окружающую среду;

внедрение разработанных диссертантом технологий ремонт-

но-восстановительных и ликвидационных работ обеспечивает вторичное разобщение пластов за обсадными колоннами; обосновывав' необходимость и пути улучшения конструкций новых скважин; объе) внедрения за 1983-1996 г.г. составляет более чем 2600 скважин;

за счет сокращения продолжительности изоляционно-ликвидационных работ в скважинах с аномальными геолого-техническим: условиями эксплуатации при реализации авторских технологий достигнута экономия средстЕ за 1992-1996 г.г. в размер| 2019,4 млн.руб.

8. Многолетними исследованиями в области ремонтно-восста новительных работ показана возможность накопления фонда не ликвидированных скважин к окончанию разработки месторождения. ] этих условиях предложено создание ликвидационного (резервного фонда в режиме льготного налогооблажения для финансирования ра бот по физической ликвидации остаточного фонда скважин.

Основное содержание диссертации отражено в следующих науч ных трудах:

МОНОГРАФИИ.

1. Блажевич В.А., Умрихина E.H., Уметбаев В.Г. Ремонт но-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторожде ний.-М. .-Недра, 1981. -232 с.

2. Блажевич В.А., Уметбаев В.Г. Справочник мастера по ка питальному ремонту скважин.-М. : Недра, 1985.-208 с.

3. Уметбаев В.Г. Геолого-технические мероприятия при экс плуатации скважин. -М.:Недра,1989.-215 с.

4. Блажевич В.А., Уметбаев В.Г., Стрижнев В.А. Тампонажны (изоляционные) материалы для ремонтно-изоляционных работ скважинах. Справочник. -Уфа:РИ0 Госкомиздата БССР,1992.-88 с.

5. Уметбаев В.Г., Мерзляков В.Ф. Капитальный ремонт ка средство экологического оздоровления фонда скважин. -Уфа:Башни пинефть АНК Башнефть, 1995.-251 с.

ОБЗОРЫ.

1. Исследование и ликвидация перетоков воды в непродуктив ные пласты в нагнетательных скважинах/В.А. Блажевич, В.Г. Умет баев , В.А. Стрижнев и др.-М.,1976.-70 с.(Обзор.информ.//ВНИ ИОЭНГ Сер."Нефтепромысловое дело").

2. Ремонтно-изоляционные работы по оздоровлению фонда ос ложненных скважин (руководство по проведению)/В.Г. УметбаеЕ

B.А. Блажевич, А.Ш. Сыртланов и др. -М.,1991.-56с.(Обзор.ин-форм.)//ВНИИ03НГ Сер. "Техника и технология добычи нефти и обустройства нефтяных месторождений").

НАУЧНЫЕ СТАТЬИ.

1. О перетоке закачиваемой воды в непродуктивные пласты /В.А. Блажевич, В.Г. Уметбаев, B.C. Асмоловский и др. /РНТС "Нефтепромысловое дело".-1975,N10.-С.22-26.

2. Блажевич В.А., Уметбаев В.Г., Стрижнев В.А. Оценка перетока закачиваемой воды в непродуктивные пласты с помощью "метода мошкостей"//Х111 научно-технический семинар по гидродинамическим методам исследований и контроля процессов разработки нефтяных месторождений:Тезисы докладов.-М., ВНИИнефть.-1976.--С.47.

3. Блажевич В.А., Уметбаев В.Г., Стрижнев В.А. Исследования перетока закачиваемой воды в непродуктивные пласты//Тр./ Башнипинефть.-1977.-Вып.50.-С.105-116.

4. Блажевич В.А., Уметбаев В.Г., Стрижнев В.А. Об использовании "метода мощностей" при оценке перетока закачиваемой воды в непродуктивные пласты//Тр./Башнипинефть.-1977. -Вып. 50.-

C. 116-124.

5. Блажевич В.А., Уметбаев В.Г., Стрижнев В.А. О температурной обстановке в скважинах в процессе проведения в них ремонтных работ/Баш.гос.науч.-иссл. и проект, инст. нефт. пром,-Уфа, 1978.-13с.:ил.5.-Библиогр. 3 назв.-Рус.Деп. во ВНИИОЭНГ 15.08.78,N496.

6. Переток жидкости между пластами в процессе проведения ремонтных работ в скважинах /В.А. Блажевич, В.А. Стрижнев, В.Г. Уметбаев и др. -РЖ ВИНИТИ,1978, N7(81).-С.62.Деп. N497, ВНИИОЭНГ, 15.08.1978.

7. Уметбаев В.Г. Особенности ликвидации скважин с открытым стволом на Грачевском месторождении.-ЭИ, Сер."Нефтепромысловое дело",1986, N2.-С.14-15.

8. Уметбаев В.Г., Аскаров Н.И. Технологические схемы ликвидации скважин на нефтяных месторождениях Башкирии//Тр./Башнипинефть,- 1988.-Вып.78.-С.58-67.

9. Уметбаев В.Г. К выбору объема тампонажного раствора для наращивания цементного кольца при ликвидации скважин. -ЭИ.Сер. Техника и технология добычи нефти и обустройства нефтяных мес-

торождений. - M. .-ВНШОЭНГ. -1988. - Вып. 10. - С. 8-11.

10. Выбор технологии и тампонажных материалов при проведении РИР в скважинах/С.А. Рябоконь, C.B. Усов, В.А. Шумилов и др.//Нефт. хоз-во.-М.-1989. -N 4.-С. 47-53.

11. Блажевич В.А., Уметбаев В.Г. Тампонажные составы на основе лигносульфонатов технических для ремонтно-изоляционных работ в скважинах //ИС "Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в нефтяной промышленности. -М. .-ВНИИОЭНГ 1990, N6.-С. 23-26.

12. Блажевич В.А., Уметбаев В.Г., Асмоловский B.C. Применение лигносульфонатов технических при проведении ремонтно-изо-ляционных работ в скважинах//Тр./Башнипинефть. -1991.-Вып.82.-С. 47-58.

13. Уметбаев В.Г., Блажевич В.А., Легостаева И.В. Тампонажные материалы, используемые при проведении ремонтно-изоляционных работ по оздоровлению осложненных скважин.-М.¡ВНИИОЭНГ ,1991, Вып. 10,- С. 9-19.

14. Уметбаев В.Г., Блажевич В.А., Стрижнев В.А. Основные положения проблемы восстановительно-ликвидационных работ в осложненных скважинах.-Нефт. хоз-во,1992.-N6.-С.21-23.

15. Уметбаев В.Г., Блажевич,В.А., Стрижнев В.А. Восстановитель но- ликвидационные работы в осложненных скважинах месторождений Башкирии // Тр./ Башнипинефть.-1991.-Вып.84.-С.77-83.

16. Технология и результаты РИР по изоляции обводненных интервалов пласта в скважинах Новохазинской площади Арланского месторождения /В.Г.Уметбаев, И.Г. Плотников, E.H. Сафонов и др.//Тр./Башнипинефть.-1995.-Вып.89.-С.77-96.

17. Уметбаев В.Г., Плотников И.Г. Отключение обводненных интервалов продуктивных пластов отверждающимися тампонажными материалами//Нефтепромысловое дело.-1995.-N6.-С.18-21.

18. Технология ликвидации скважин с аномальными геолого-техническими условиями / В.Г. Уметбаев, В.Ф. Мерзляков, Н.С. Волочков и др. //Нефт. хоз-во.-М.-1996.-N2.-С.17-19.

ИЗОБРЕТЕНИЯ.

1. A.c. 834342 /СССР/.Способ изоляции водопритоков и зо> поглощений в скважинах/Е.Н. Умрихина, В.А. Блажевич, В.Г. Уметбаев,- Опубл. в Б.И., 1981, N 20.

2. A.c. 1346762 /СССР/. Способ повторного цементирование

скважин/В.Г. Уметбаев.- Опубл.в Б.И. 1987, N 19.

3. A.c. 1588860 /СССР/. Тампонажный состав/В.А. Блажевич, В.Г. Уметбаев, И.В. Легостаева и др.- Опубл. в Б.И.,1990, N 32.

4. A.c. 1615343 /СССР/. Способ разработки неоднородной нефтяной залежи/В.А. Блажевич, В.Г. Уметбаев, B.C. Асмоловский. -Опубл. В Б.И., 1990, N 47.

5. A.c. 1629483 /СССР/, Состав для изоляционных работ в скважине/И.В. Легостаева, В.А. Блажевич, В.Г. Уметбаев, и др.-Опубл. в Б.И., 1991,. N 7,

6. A.c. 1668633 /СССР/. Тампонажный состав/Д.А. Хисаева, В.А. Блажевич, В.Г. Уметбаев и др.- Опубл. в Б.И., 1991, N 29.

7. A.c. 1668634 /СССР/. Тампонажный состав/Д.А. Хисаева, В.А. Блажевич, В.Г. Уметбаев.- Опубл. в Б.И., 1991, N 29.

8.А.с. 1739005 /СССР/. Тампонажный состав/В.А. Блажевич, Д.А. Хисаева, В.Г. Уметбаев.- Опубл. в Б.И., 1992, N 21.

9. A.c. 1763638 /СССР/. Полимерный тампонажный состав/Д.А. Хисаева, В.Г. Уметбаев, В.А. Блажевич и др.- Опубл. в Б.И., 1992, N 35.

10. A.c. 1776762 /СССР/. Тампонажный состав/В.А. Блажевич, Д.А. Хисаева, В.Г. Уметбаев.- Опубл. в Б.И. , 1992, N 43.

11. A.c. 1799948 /СССР/. Способ вторичного цементирования эксплуатационных колонн/Р.Р. Басыров, В.Г. Уметбаев, В.А. Блажевич и др.- Опубл. в Б.И., 1993, N 9.

12. Патент 1804548 /СССР/. Способ изоляции проницаемого пласта, сложенного терригенными породами/В.А. Блажевич, Д.А. Хисаева, В.Г. Уметбаев и др.- Опубл. в Б.И., 1993, N 11.

МЕТОДИЧЕСКИЕ РАЗРАБОТКИ.

1. СТП 03-46-78. Руководство по проведению ремонтно-изо-ляционных работ в скважинах со сложной гидродинамической и температурной обстановкой. Основные положения. -Уфа.-Башнипи-нефть,1978.-21с.

2. СТО 03-88-80. Диагностика перетока закачиваемой воды в непродуктивные пласты в нагнетательных скважинах. - Уфа:Башни-пинефть,1980.-35с.

3. Временная инструкция по ликвидации нефтяных добывающих скважин Грачевского месторождения НГДУ Ишимбайнефть.-УфагБашни-пинефть, 1983.-7 с.

4. РД 39-0147009-23-87. Единые правила ведения ремонтных работ в скважинах. -Краснодар:ВНИЖРнефть,1987.-182с.

5.»РД 39-0147009-532-87. Выбор технологии и тампонажных материалов при проведении ремонтно-изоляционных работ.-Краснодар: ВНИИКРнефть, Ш7.-89 с.

6. РД 39-0147276-216-87Р. Методические указания по технологии ликвидации скважин на нефтяных месторождениях объединения Башнефть. -Уфа:Башнипинефть,1987.-64 с.

7. РД 39-0135648-002-89. Временная инструкция по вторичному цементированию обсадных колонн в осложненных скважинах НГДУ Туймазанефть. -Уфа:Башнипинефть,1989.-27 с.

8. РД 39Р-5752454-007-90. Регламент на типовые технологические процессы вторичного цементирования эксплуатационных колонн и восстановления их герметичности в скважинах НГДУ Туймазанефть. - Уфа:Башнипинефть,1990.-52 с.

9. СТП 0147276-012-90. Инвентаризация эксплуатационного фонда скважин. Методика проведения.-Уфа:Башнипинефть, 1990.-17 с.

10. РД 39-0135648-005-90. Временный регламент по контролю технического состояния скважин месторождений ПО Башнефть. Уфа:Башнипинефть, 1990.-22 с.

11. РД 39Р-0135648-008-91. Принципиальные технологические схемы разобщения пластов за кондуктором при ликвидации скважин ПО Башнефть (Временный регламент). -Уфа:Башнипинефть,1991.-15с.

12. РД 39-0135648-012-93. Регламент на технологический процесс ликвидации скважин ПО Башнефть. -Уфа:Башнипинефть, 1993.-73с.

13. СТО 03-31-94. Методика анализа данных о геолого-техническом состоянии скважин. -Уфа:Башнипинефть, 1994.-16с.

14. РД 39-0147276-016-94. Регламент на технологический процесс ликвидации скважин с аномальными геолого-техническими условиями эксплуатации. -Уфа:Башнипинефть, 1994.-106с.

15. СТО 03-40-95. Обсадные колонны при ликвидации скважин. Технология извлечения. -Уфа:Башнипинефть, 1995.-7с.

16. СТП. Методика разработки базового варианта программы оздоровления технического состояния фонда скважин.-Уфа:Башнипи-нефть, 1997.-15с.

Соискатель

Уметбаев