Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Методы совершенствования эксплуатационных характеристик скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Методы совершенствования эксплуатационных характеристик скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений"

На правах рукописи

Аверьянов Алексей Петрович

МЕТОДЫ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК СКВАЖИН НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность: 25.00.15 - «Технология бурения и освоения скважин»

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Тюмень - 2006

Работа выполнена в Научно-исследовательском и проектном институте технологий строительства скважин «НИПИ ТСС» при Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский Государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)

Официальные оппоненты: — доктор технических наук, профессор

Кошслев Алексей Тимофеевич

— доктор технических наук, профессор Андреев Вадим Евгеньевич

— доктор технических наук Курбанов Яраги Маммаевич

Ведущая организация — Общество с ограниченной ответственностью

«Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий» (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Защита состоится 28 июля 2006 года в 16-00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72, каб. 32.

Автореферат разослан 28 июня 2006 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета, доктор технических наук, профессор

В.П. Овчинников

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Проблемы стабилизации и поддержания высокого уровня добычи углеводородного сырья в нефтегазодобывающих регионах РФ на месторождениях, в большинстве своем перешедших в позднюю и завершающую стадии разработки, с каждым годом становятся острее. Накопленный опыт и исследования последних лет показывают, что для дальнейшего развития и наращивания мощности топливно-энергетического комплекса страны необходимо повышение объемов поисково-разведочного бурения, а также качества и эффективности работ при заканчивании и эксплуатации скважин.

С ростом глубин бурения происходит закономерное нелинейное повышение гидромеханических нагрузок на забой и ствол скважин в процессе бурения, спуско-подъемных работ (СПО), цементирования обсадных колонн, ремонтно-изоляционных операций и т. д. Интенсификация нестационарных гидродинамических процессов в скважине существенно осложняет условия бурения и заканчивания сооружения, ухудшает показатели качества и эффективности работ по сохранению коллекторских свойств нефтенасыщенных пластов, снижает герметичность крепи, нарушает техническое состояние и гидравлические характеристики фильтра скважин.

Одновременно с ростом техногенной аномальности геолого-технических условий разработки залежей нефти в поздней и завершающей стадиях (дифференциация текущего пластового давления по разрезу и площади, высокие темпы обводнения пластов и забоя скважин, объединение комплекса разнонасыщенных пластов в единый фильтр и т.д.) происходит необратимое нарушение систем разработки месторождений, снижение эффективности методов интенсификации добычи и коэффициента извлечения нефти.

Немаловажная роль в развитии этих негативных процессов принадлежит широко применяемым в промысловой практике конструкциям забоя и фильтра скважин, техническое состояние которых и гидравлические характеристике в большинстве своем не отвечают возросшим требованиям добычи углеводородов в нестационарных термодинамических условиях разработки месторождений.

Формируемая в интервале продуктивной толщи составная крепь и конструкция забоя скважин, как показывает отечественный и за-

рубежный опыт, не только не обеспечивает ей герметичности при вводе их в эксплуатацию, но существенно осложняет в дальнейшем производство стимулирующих обработок (ОПЗ, МУН), ремонтно-изоляционных операций (РИР) по интенсификации добычи нефти, технологическая эффективность которых на сегодня не превышает в среднем 30-50 % и имеет тенденцию к еще большему снижению.

Поэтому для поддержания высокого уровня добычи нефти и снижения темпов обводнения скважин необходима разработка новых и совершенствование традиционных методических подходов и технологий по созданию технически надежных и гидравлически оптимальных конструкций забоя и фильтра скважин, нелинейно повышающих их эксплуатационные характеристики в нестационарных термодинамических условиях разработки нефтяных месторождений с начальной и до завершающей стадии.

Цель работы. Повышение эффективности методов добычи нефти в нестационарных термодинамических условиях разработки нефтяных месторождений совершенствованием конструкций забоя и гидравлических характеристик фильтра скважин.

Основные задачи исследований и разработок

1. Аналитическая оценка состояния работ и проблем совершенствования конструкций забоя и фильтра скважин.

2. Оценка влияния геолого-технических факторов на процессы формирования и эксплуатационные характеристики конструкций забоя и фильтра скважин.

3. Разработка методических подходов и технологических решений по совершенствованию гидравлических и эксплуатационных характеристик конструкций забоя и фильтра скважин в аномальных термодинамических условиях разработки нефтяных месторождений.

4. Экспериментальные исследования и разработка рецептур буровых растворов, твердая фаза которых при кольматации приствольной зоны проницаемых пород и формировании корки на стенках скважины отверждается.

5. Промысловые испытания и предварительная оценка области эффективного применения комплекса системных разработок по совершенствованию конструкций забоя и гидравлических характеристик фильтра скважин.

Научная новизна

1. Установлено превалирующее влияние технического состояния необсаженного ствола скважины (показатели герметичности и прочности стенок) на технологию и результаты их заканчивания, эксплуатационные характеристики и систему разработки нефтяных месторождений.

2. Раскрыт механизм отверждения закольматированной приствольной зоны проницаемых пород и корки на стенках скважины при гидромониторной обработке ствола гельцементным буровым раствором, содержащим в своем составе не менее 10 % портландцемента.

3. Обоснованы механизмы воздействия и способы их реализации при изоляции вскрываемых бурением проницаемых пород методами «малых» и «глубоких» проникновений.

4. Разработаны методические основы и технологические решения по системной реконструкции забоя и фильтра фонда добывающих и нагнетательных скважин.

Практическая ценность

1. Разработаны и реализованы в промысловой практике методические подходы и технологические решения по совершенствованию конструкций забоя и фильтра при заканчивании и эксплуатации скважин в нестационарных термодинамических условиях разработки нефтяных месторождений:

— технология формирования твердеющего кольматационного экрана в приствольной зоне проницаемых пород в процессе бурения;

— метод комбинированного разобщения пластов продуктивной толщи;

— метод реконструкции забоя и фильтра скважин из закрытого в открытый (гидравлически совершенный).

2. Разработана и внедрена в производство технология сохранения природных коллекторских свойств продуктивных пластов и их долговременная изоляция от флюидонасьнценных пластов продуктивной толщи.

3. Разработана и внедрена в производство технология комбинированного разобщения пластов продуктивной толщи при заканчивании и эксплуатации скважин открытым или частично перекрытым забоем.

4. Созданы научно-технические предпосылки для разработки метода беструбного крепления нефтяных скважин;, основанные на применении технологий формирования приствольного твердеющего экрана с регулируемыми фильтрационными и прочностными характеристиками.

5. По результатам внедрения законченных разработок в производство (НГДУ «Азнакаевскнефть», Ромашкинское месторождение) за 2000-2004 гг. показатели добычи нефти повысились на 12-24% при снижении обводненности продукции с 80-85 % до 35 %.

Апробация работы

Основные научно-технические положения работы докладывались и обсуждались на научно-методических советах институтов, ТатНИПИнефть, Тюменского Государственного нефтегазового университета (ТюмГНГУ), технических советах предприятий АО «Татнефть» (г. Альметьевск, г. Бугульма, 1999-2000 гг.), научном семинаре Волго-Камского регионального отделения Российской академии естественных наук «Проблемы и состояние их решения при эксплуатации горизонтальных скважин (ГС) и боковых горизонтальных скважин (БГО)» (Р. П. Актюба, 1990 г.), научно-технической конференции «Снижение издержек при строительстве и ремонте скважин на основе широкого использования современных достижений науки и внедрения новейших видов техники и технологий» (НПО «Бурение», г. Анапа, 2000 г.), XIX межотраслевой научно-практической конференции «Техника и технология бурения боковых стволов» (НПО «Бурение», г. Анапа, 2006 г.).

Публикации

По материалам исследований и разработок опубликованы научные работы, в том числе одна монография, 45статей и тезисов докладов, патент РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 5 разделов, основных выводов и списка использованной литературы из 92 наименований. Объем работы 190 страницы машинописного текста, в том числе 15 таблиц и 20 рисунков.

Содержание работы

Во введении даны обоснования актуальности темы диссертации, определены цель и задачи исследований и разработок, показаны научная значимость и практическая ценность работы.

В первом разделе приведены научные обобщения и аналитическая оценка состояния работ по совершенствованию конструкций забоя и гидравлических характеристик фильтра нефтяных скважин в нестационарных термодинамических условиях разработки месторождений на поздней и завершающей стадиях. Рассмотрены общие закономерности изменения геолого-технических условий заканчи-вания и эксплуатации нефтяных скважин, причина и факторы, ухудшающие их эксплуатационные характеристики, состояние проблем совершенствования конструкций забоя и фильтра как одного из перспективных научно-технических направлений интенсификации добычи углеводородов.

Большой вклад в развитие, разработку и совершенствование методов заканчивания скважин в аномальных и непрерывно изменяющихся термодинамических условий разработки залежей нефти и газа внесли работы институтов АзиННефтехим им. М. М. Азизбекова, БашНИПИнефть, ВНИИБТ, ВНИИнефть, НПО «Бурение»; Волго-градНИПИнефть, ИФИНГ, РГУ им. И. М. Губкина, СибНИИНП, ТатНИПИнефть, УГНТУ, ТГНТУ и др., а также производственные предприятия АО «Башнефть», «Татнефть», «Белорусьнефть», «Глав-тюменнефтегаз», «Нижневолжскнефть», «Пермнефть» и др., зарубежных институтов и фирм.

Вместе с тем, устойчивая тенденция повышения сложности геолого-технических условий разработки нефтегазовых месторождений, связанных с негативным влиянием как природных (увеличение глубин бурения), так и техногенных факторов (переход большинства месторождений страны в позднюю и завершающую стадии разработки), ставит перед специалистами новые задачи по решению возникающих проблем интенсификации добычи углеводородного сырья и экологической защиты природы.

Однако, одной из наиболее острых проблем, оказывающих превалирующее влияние на эксплуатационные характеристики добывающих и нагнетательных скважин, систему разработки нефтегазовых месторождений и коэффициент извлечения нефти (КИН), остается конструкция забоя и фильтра скважин. Промысловый опыт по-

называет, что с ростом объемов наклонного бурения и скважин с горизонтальным и пологим расположением конструкции забоя, переходом месторождений в позднюю и завершающую стадии разработки, традиционно применяемая конструкция закрытого забоя (гидравлически несовершенная по характеру и степени вскрытия) не отвечает требованиям эффективной эксплуатации скважин, связанных с сохранением природных коллекторских свойств нефтегазовых пластов, долговременной изоляцией их от водонасыщенных и производством РИР, ОПЗ, МУН. Обусловлено это низкими показателями герметичности крепи и технического состояния конструкции забоя и фильтра скважин.

Причиной снижения показателей работ при заканчивании скважин является гидравлическая связь флюидонасыщенных пластов и ствола, а основными факторами - нестационарные процессы гидродинамического взаимодействия системы «скважина — п пластов», неконтролируемое изменение гидромеханических давлений, пассивные по характеру и неуправляемые процессы формирования приствольного кольматационного экрана и фильтрационной корки на стенках ствола. Следствием этих негативных явлений при первичном вскрытии продуктивной толщи становится ухудшение природных коллекторских свойств нефтенасыщенных пластов, снижение их потенциальной продуктивности, ранняя обводненность скважин.

Не отвечающая требованиям долговременной эксплуатации герметичность крепи и технические характеристики конструкции забоя и фильтра скважин, обусловлены природными свойствами порт-ландцементов (раствора-камня) — высокая фильтратоотдача (обезвоживание), седиментационная неустойчивость, проявление кон-тракционных эффектов, низкая механическая прочность цементного камня. Но наибольший ущерб нарушению технического состояния фильтра и крепи наносится при перфорационных работах и производстве РИР, ОПЗ и МУН в эксплуатационных скважинах, когда фактические гидромеханические нагрузки на элементы крепи превышают предельно допустимые в 2-100 раз. Очевидно, что в этих условиях создание технически надежной и гидравлически совершенной конструкции забоя и фильтра скважин является одной из ключевых и сложных проблем, от успешного решения которой будет зависеть дальнейший рост качественных показателей заканчива-

ния и эффективности эксплуатации скважин, а также разработки нефтегазовых месторождений на различных стадиях.

В настоящее время при обводненности скважин 80-95 % и закономерном снижении уровня добычи нефти одним из ключевых и крупномасштабных мероприятий по совершенствованию технологий эксплуатации скважин и повышению эффективности систем разработки месторождений является ограничение попутно добываемой воды. Поскольку это тесно связано со снижением темпов текущей добычи нефти, стабилизацией (уменьшением) обводненности и КИН.

Результаты аналитической оценки состояния работ и проблем совершенствования конструкций забоя и фильтра при эксплуатации скважин показывают, что их успешное решение связано с восстановлением технического состояния ствола в продуктивной толще, реконструкцией забоя из закрытого в частично перекрытый или открытый и селективной изоляцией его от посторонних флюидонасы-щенных пластов.

Во втором разделе приводятся научно-технические обоснования по совершенствованию эксплуатационных характеристик скважин.

Процесс формирования конструкции забоя и фильтра скважин начинается на этапах первичного вскрытия продуктивной толщи (сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта), крепления этого интервала обсадной колонной (разобщение газонефтеводона-сыщенных пластов) и вторичного вскрытия продуктивного пласта (создание гидравлической связи системы «скважина — пласт») перфорацией. От успешного решения этих взаимосвязанных задач зависят качество буровых работ и эксплуатационные характеристики скважины - начальный дебит, состав добываемой продукции (отношение «нефть/вода»), а также время безводного периода добычи нефти.

С ростом аномальности термодинамических условий разработки нефтегазовых залежей решение проблем совершенствования конструкций забоя и фильтра скважин, а также их технической надежности становится в ряд первоочередных.

Анализ широко применяемых на практике четырех основных типов конструкций забоя и фильтра скважин (закрытая, комбинированная, горизонтальная и открытая) показал, что наряду с преимуществами при применении в соответствующих геолого-технических условиях их отличает общий и принципиальный недостаток (исключение - открытый забой). Это гидравлическая связь всего комплекса

флюидонасыщенных пластов продуктивной толщи с зацементированным, но не герметичным заколонным пространством. Обусловлено такое положение двумя обстоятельствами — отсутствием гидроизолирующего экрана в приствольной зоне проницаемых пород и разрушением цементного кольца при перфорационных работах.

Действительно, в процессе формирования элементов крепи, конструкции забоя и фильтра происходит и их разрушение! В этом суть технического противоречия - причина низких эксплуатационных характеристик большинства современных конструкций забоя и фильтра скважин, техническое состояние которых необратимо нарушается еще до ввода сооружения в эксплуатацию.

Из проведенного анализа также следует, что совершенствование конструкций забоя скважин развивается в трех основных направлениях:

- перенос забоя скважины (как правило, технически малопригодного к эксплуатации) из выработанной зоны в слабо или незатронутую воздействием, бурением бокового ствола с пологим или горизонтальным окончанием на один объект эксплуатации с открытым, частично или полностью перекрытым забоем;

- бурение скважин с горизонтальным (пологим), повышенной протяженности (300 м и более) забоем;

- разработка технических средств, повышающих эксплуатационные характеристики конструкции забоя и фильтра скважин.

Эффективность развития первых двух направлений очевидна. Но из-за выше отмеченных недостатков технологии заканчивания скважин длительность их эксплуатации из-за ранней обводненности сокращается до 5-10 лет. Поэтому влияние этого фактора на конечные показатели разработки нефтяных месторождений и рентабельность еще предстоит исследовать и оценить.

Применение же специальных технических средств (заколонные пакеры ПМП, ПДМ, устройства для селективной изоляции УСИП, модульные отсекатели пластов МОП, гидромеханические перфораторы, сверлящие керноотборники СКО-8-9, СКТ-ЗМ, СКМ-ЗМ) является временным решением проблемы, функциональное действие которых прекращается в процессе эксплуатации скважин и изменения гидродинамического состояния и в дальнейшем не восстанавливается. Связано это, в первую очередь, с тем, что существенно растет градиент давления между разнонасыщенными пластами (0,5-

3,5 МПа/м и более), ухудшается техническое состояние фильтра и элементов конструкции забоя (цементное кольцо, обсадные трубы) при производстве ОПЗ, РИР и МУН.

Таким образом, анализ эксплуатационных характеристик конструкций забоя и фильтра скважин показывает, что дальнейшие перспективы их совершенствования во многом связаны с технологиями изоляции приствольной и призабойной зон водо- и газонасыщенных пластов продуктивной толщи при заканчивании скважин открытым и другими типами конструкций забоя в зависимости от предъявляемых к ним конкретных требований.

С учетом закономерностей изменения термодинамических условий разработки нефтяных залежей и сложности гидродинамических процессов эксплуатации скважин, формируемые конструкции забоя и фильтра должны отвечать следующим технологическим требованиям, связанным с добычей нефти.

1. Восстанавливать природную изоляцию комплекса флюидона-сыщенных пластов продуктивной толщи при пересечении их стволом скважины.

2. Создавать оптимальные гидравлические условия вскрытия продуктивной толщи в широком диапазоне положительных и отрицательных забойных давлений, предупреждающих осложнения и ухудшение фильтрационных характеристик продуктивных пластов.

3. Повышать герметичность заколонного пространства при креплении скважин, сводящей к минимуму вероятность межпластовых перетоков и заколонных проявлений в периоды ОЗЦ и в процессе долговременной эксплуатации скважин в изменяющихся термодинамических условиях разработки месторождений.

4. При открытой конструкции забоя и фильтра скважин обеспечивать долговременную изоляцию продуктивного пласта от нево-влекаемого в разработку комплекса флюидонасыщенных пластов.

Выполнение этих требований позволит оптимизировать технологические процессы разработки залежей нефти и газа в изменяющихся термодинамических условиях и повысить эффективность использования потенциальных возможностей каждой скважины.

Для выполнения установленных требований к формированию конструкции забоя и фильтра скважин, необходимо руководствоваться соответствующими научно-техническими принципами, главными из которых являются:

- сохранение природных коллекторских свойств нефтена-сыщенных пластов на всех этапах заканчивания скважин. На

практике до настоящего времени этот принцип не выполняется при цементировании эксплуатационных колонн, вторичном вскрытии и освоении скважин;

- долговременная изоляция нефтяных пластов от комплекса флюидонасыщенных пластов продуктивной толщи. Современные технологии и технические средства позволяют кратковременно решить эту глобальную проблему нефтегазодобывающей отрасли. После прорыва пластовых вод к фильтру скважин эффективность их эксплуатации резко снижается, нарушая систему разработки локальных участков месторождения, и восстановление изоляции продуктивного и водонасыщенных пластов становится непреодолимой проблемой. В дальнейшем объединение продуктивного пласта в единый фильтр с посторонними пластами продуктивной толщи нарушает контроль над всей системой разработки углеводородной залежи.

В итоге снижаются эффективность применяемых систем разработки залежей, текущий уровень добычи, возрастают обводненность скважин и сложность гидродинамических условий их эксплуатации и производства ОПЗ, РИР и МУН.

- повышение гидравлического совершенства фильтра скважин за счет расширения области применения открытой конструкции забоя в многопластовых залежах и аномальных условиях разработки нефтяных месторождений. Главными преимуществами конструкции открытого забоя являются: приток нефти через поверхность фильтрации пласта (стенки ствола) без гидравлических сопротивлений в элементах крепи; возможность прямого контроля фильтрационных характеристик призабойной зоны продуктивного пласта гидродинамическими методами исследований, повышение эффективности методов интенсификации добычи нефти (ОПЗ, РИР, МУН) непосредственным воздействием на поверхность фильтрации призабойной зоны пластов.

Важными предпосылками для решения этой сложной проблемы являются разработанные в последние годы технологии, основанные на системных подходах.

Как показывает обзор публикаций, для обоснования конструкции забоя и фильтра скважин применяются различные методические подходы и решения. При этом используется комплекс критериев,

учитывающих геолого-технические условия заканчивания и эксплуатации скважин. Однако, анализ этих разработок показывает, что наряду с использованием малозначимых и недостаточно представительных показателей, отражающих промысловые условия (коэффициенты проницаемости и пористости, прочность горных пород на сжатие и т. д.), все они имеют общий методический недостаток — в них не учитывается техническое состояние ствола и фильтра в продуктивном интервале. Например, герметичность и гидромеханическая прочность приствольной зоны горных пород, которые определяют гидравлические условия формирования конструкции забоя и фильтра в процессе заканчивания скважин.

В этой связи разработан комплекс критериев для обоснователь-ного выбора конструкций забоя и фильтра, восполняющий отмеченные методические недостатки, который включает:

- показатель герметичности ствола в интервале продуктивной толщи ^

К1 = £К/Н, м3/(с-МПа) м, (1)

где 2К - коэффициент приемистости ствола;

Н — толщина продуктивной толщи.

Этот критерий характеризует фильтрационные характеристики объекта через коэффициент удельной приемистости. При значениях К1 < (0,04-5-0,15)-10~3, м3/(с-МПа) м) ствол в продуктивном интервале считается герметичным, т. е. исключающим активное гидродинамическое и физико-химическое взаимодействие между флюидонасы-щенными пластами и технологическими жидкостями в стволе скважины.

- показатель гидромеханической прочности ствола

УР1 = АРоп/Н, МПа/м, (2)

где АРоп - контрольное давление опрессовки ствола на гидромеханическую прочность;

Н - глубина кровли продуктивной толщи.

Если величина УР > (0,18-0,22)-10"1 МПа/м, гидромеханическая прочность ствола достаточна для заканчивания скважины открытым забоем.

— показатель устойчивости стенок скважины

8 = Дф/Д)

где Д„ - номинальный (по долоту) диаметр скважины; Дф - фактический диаметр скважины.

При значениях 8 < 1,2 стенки ствола скважины считаются устойчивыми.

- показатель градиента давления между разнонасыщенными пластами (нефть - вода)

где Р1 - текущее пластовое давление водонасыщенного пласта;

Рг — текущее пластовое давление продуктивного пласта;

Ь - расстояние между нефтяным и водонасыщенным пластом.

Этот критерий позволяет обосновать применение дополнительных технологических решений и технических средств для продления безводного периода эксплуатации скважин.

Следует подчеркнуть, что предлагаемый методический подход к выбору конструкции забоя и фильтра скважин предназначен как для традиционной, так и технологии первичного вскрытия продуктивной толщи, совмещающей процессы бурения и управляемой гидроизоляции комплекса флюидонасыщенных пластов продуктивной толщи.

В третьем разделе рассмотрено влияние технического состояния забоя и фильтра на эксплуатационные характеристики скважины. Основные технико-экономические показатели добычи нефти и эксплуатации скважин определяются системой разработки месторождений и применяемыми методами интенсификации добычи. В то же время их эффективность во многом зависит от технического состояния крепи (герметичность всех ее элементов) и конструкции забоя скважины (гидравлическое совершенство фильтра). Нарушения технического состояния этих составляющих технического сооружения приводит к существенному ухудшению гидравлических условий притока нефти к забою и эксплуатационных характеристик скважин.

К основным факторам нарушения герметичности крепи и технического состояния конструкции забоя в процессе заканчивания скважин относятся:

УР = (Рг - Р2) / Ь, МПа/м,

(4)

- природные свойства тампонажного раствора-камня (высокое водоотделение, низкая седиментационная устойчивость, усадка цементного камня, низкая механическая прочность);

- высокие давления при перфорационных работах в два и более раз превышающие предел текучести металла труб на внутреннее давление и в 25-100 раз - прочность цементного камня на сжатие;

- режимы освоения скважин, при которых создаваемые депрессии приводят к нарушению герметичности заколонного пространства и возникновению переточных каналов.

Разумеется, что при действии на крепь технически предельных нагрузок сохранить монолитность цементного кольца в заколонном пространстве, а затем и восстановить весьма сложно и дорого.

При эксплуатации скважин основными факторами, нарушающими герметичность крепи и конструкции забоя, являются:

- градиент давления между продкутивными и водонасыщенны-ми пластами, величина которых непрогнозируемо изменяется в широком диапазоне и превышает технически допустимые в 2,55,0 раз;

- режимы стимулирующих обработок при периодически проводимых ОПЗ, РИР и МУН.

В результате отмеченного, техническое состояние забоя и фильтра скважин становятся малопригодными для их эффективной эксплуатации из-за утраты контроля за проводимыми операциями по воздействию на разрабатываемую залежь и технологическими процессами интенсификации добычи нефти.

Для восстановления технического состояния крепи и эксплуатационных характеристик фильтра скважин необходимо повышение эффективности технологий водоизоляционных работ. Но успешному решению этой сложной практической задачи препятствуют технические и гидродинамические условия производства изоляционных работ в скважинах с закрытой конструкцией забоя. Первое — это интенсивные межпластовые перетоки в заколонном пространстве, второе — невозможность достоверной оценки гидродинамических характеристик и расчетных параметров изоляции водопроявляющих пластов из-за перекрытия их поверхности элементами крепи (рис. 1), третье — отсутствие условий для селективной изоляции источников водопритока.

Расход. Ю-^/с

Рис. 1. Индикаторные зависимости водонасыщенного пласта

Как свидетельствует промысловый опыт, нарушение эксплуатационных характеристик добывающих и нагнетательных скважин приводит к необратимому снижению эффективности применяемых систем разработки месторождений, методов интенсификации добычи нефти и мер по охране недр и окружающей среды.

В четвертом разделе обсуждаются результаты экспериментальных обоснований и разработки технологии формирования открытой конструкции забоя и фильтра скважин.

Как следует из данных аналитического обзора, большинство негативных последствий при заканчивали!! скважин и формировании конструкции забоя связаны с неизолируемыми, гидравлически связанными со стволом водонасыщенными пластами-источниками обводнения добываемой продукции. Как показывает многолетний опыт, проблема гидроизоляции коллекторов низкой и средней проницаемости успешно решается применением технологии гидромониторной обработки приствольной зоны проницаемых пород направленными струями глинистых буровых растворов в процессе вскрытия их бурением. В основе процесса создания непроницаемого экрана в приствольной зоне лежит механизм расклинивающего давления, реализуемый за счет кинетической энергии высоконапорных гидромониторных струй при воздействии ее на проницаемые среды.

Промысловая оценка гидроизолирующих характеристик кольма-тационной зоны при толщине 15-25 мм показала, что гидромеханическая прочность ствола повышается до градиента горного давления (0,20-0,25)-ДО-1 МПа/м, а декольматация этой зоны происходит при депрессиях 3-4 МПа (терригенный коллектор) и 4-5 МПа (карбонатный). Однако продолжающийся рост аномальности термодинамических условий заканчивания и эксплуатации скважин по мере выработки месторождений обусловливает рост перепада давления между разнонасыщенными пластами, который в настоящее время достигает 6-10 МПа (градиент межпластовых давлений 3,2-5,7 МПа/м). Поэтому для расширения области эффективного применения гидромониторной технологии во все усложняющихся нестационарных термодинамических условиях строительства и эксплуатации скважин и совершенствования методов заканчивания скважин открытым или частично перекрытым забоем необходима разработка технологии формирования в приствольной зоне в процессе бурения отверждающегося гидроизолирующего экрана. Как показывают прогнозные оценки, это обеспечит нелинейный рост качественных показателей всех операций заканчивания скважин и создаст важные технические предпосылки по повышению герметичности крепи, и заканчиванию и эксплуатации скважин открытой или комбинированной конструкцией забоя и фильтра.

С этой целью проведены лабораторные исследования и разработка рецептур бурового раствора на основе глин, полимеров, цемента и химических реагентов, свойства которых позволяют проводить бурение и одновременно формировать в приствольной зоне отверждаю-щийся кольматационный экран, а на стенках скважины плотной затвердевшей корки. Исследования проводились по общепринятым методикам с использованием соответствующего лабораторного оборудования. В таблице 1 приведены состав и свойства буровых растворов с отверждаемым кольматационным экраном в приствольной зоне и коркой на стенках скважины.

Механизм формирования приствольного отверждающегося коль-матационного экрана с использованием свойств гельцементного, бурового раствора и параметров гидромониторного воздействия на проницаемые среды (скорость истечения струи, сила динамического удара, время контакта пятна струи с преградой) заключается в следующем (табл. 2, рис. 2).

Таблица 1

Состав и свойства буровых растворов с отвергаемым кольматационным экраном в приствольной зоне и коркой на стенках скважины

Составы, масс, доли Свойства

ГП ПЦ Ыа2СОз [АЫБОдМ* кмц ПАА КССБ в/т Р' 3 кгс/м т, с В, см3 рн V, % Ьь см

50 50 4 [0,03] — 0,1 2,0 7,0 1090 30,4 15 И 3,0 0,2

60 40 4 1,0 — — 4,0 1224 30,4 15 11 2,0 0,48

70 30 4 1.0 — — 4,0 1122 35,0 10 11 4,0 0,43

80 20 4 1,0 ■ — 2,0 5,0 1124 36,0 8,5 11 — 0,4

Примечание. * начало твердения глинистых корок изменяется от 15 до 30 суток.

Таблица 2

Режимы гидромониторной обработки проницаемой поверхности при водоизоляционных операциях

Фильтрационные характеристики проницаемых пород Рабочие технологические жидкости Параметры режима гидромониторной изоляции

коэффициент полной приемистости. 102м7 (с МПа) средняя раскрытость каналов фильтрации, мм скорость истечения жидкости, м/с динамическое давление струи, МПа частота вращения инструмента, об/мин. скорость подачи инструмента, м/мин. число циклов обработки

0,2-1,5 и более 0,2-0,5 Цементный раствор плотностью 1300 кг/м3 и более 40-60 1,0-2,5 60-80 1,0-1,5

1,2-2,5 и менее 0,4-2,0 Полимерный раствор плотностью 1050-1080 кг/м3, цементный раствор плотностью 17001800 кг/м3 80-120 3,0-6,0 35-60 0,5-1,0 2-3

1. Вытеснение пластового флюида из пор и очистка стенок

Очистка поверхности фильтрации, пор, проницаемых каналов; вынос продуктов из зоны «а» и «в»; гидродиспергирование твердой фазы, повышение вп

2. Заполнение внутрипорового пространства дисперсионной средой

Повышение:

V,,. Ск, П(Ь), То, е Снижение:

ь, в,т

3. Физико-химические проявления макроповерхностных сил [П(И)] и реологических свойств суспензий (т<>, в)

Снижение:

Кн на 95-99,5 %, т на 4-8% Повышение:

УРж ДО 0,015—0,018 МПа/м; УРФ до 0,30,5 МПа/м; _ УРр на 25-30 %

Ра(Ь) = 1,0-5,0 МПа; Рьф) = 0,2-1,0 МПа; ДРт0= 1,0-3,0 МПа; ДРх0 = 1,1-1,0 МПа; АР9 = 1,5-5,0 МПа; ДР8 = 0,5-1,2 МПа

Рис. 2. Схема изменения проницаемой среды в зоне гидромониторной кольматации: а — зона полной гидроизоляции коллектора кольматационным слоем; Ь — зона частичной кольматации (максимального проникновения твердой фазы); с — зона выноса продуктов очистки пор коллектора

В начальной стадии гидромеханического процесса на расстоянии эффективного действия скоростного напора происходят очистка каналов и порового пространства от глинистых частиц и твердых образований из зоны кольматации в удаленную от ствола скважины область (Ю-гЗО)-Ю"3 м. На этой динамической стадии гидроизоляции проницаемых пород приствольной зоны реализацией кинетической энергии струи, передаваемой через параметры технологического процесса (скорость истечения жидкости, сила динамического удара пятна струи, динамического давления), происходит первый этап формирования в приствольной зоне гидроизолирующего экрана.

В результате гидромеханического взаимодействия струи бурового раствора с поверхностью пор и каналов проницаемых пород в течении порядка (2-гЗ)*1(Г3 с происходит их очистка от адсорбционных слоев (углеводородных, коллоидных, растворимой соли и т. д.), а также эррозионное расширение с увеличением их объема. Одновременно на пути внедрения суспензия подвергается интенсивному разделению на жидкую и твердую фазы и гидратации глинистых и цементных частиц, которые при скорости истечения струи 40120 м/с, силе динамического удара 0,2-0,6 т формируют в объеме пор и каналов проницаемых пород зону кольматации. Действие силы динамического удара интенсифицирует процесс упаковки дисперсных частиц кольматационной зоны в ограниченном объеме проницаемых каналов, сближая их контакты, снижает толщины граничных поверхностей слоев (ДЭС) с перекрытием диффузионного слоя твердых частиц.

Повышение концентрации твердой фазы глинистых и цементных частиц в кольматационном слое активизирует физико-химическое взаимодействие молекулярных, электростатических и структурных сил — трех составляющих макроскопических поверхностных сил расклинивающего давления, проявляющиеся в состоянии термодинамического равновесия прослойки с объемной фазой кольматаци-онного слоя. Формирование твердеющего кольматационного экрана завершается переходом этой системы из коагуляционной структуры гидратных новообразований в кристаллическую структуру гидросиликатов. Заканчивается процесс формирования гидроизолирующего отверждаемого экрана в приствольной зоне образованием на стенках скважины обезвоженной, высокоуплотненной динамическим давлением пятна струи (3-9 МПа) твердеющей коркой толщиной 2-3 мм,

прочно связанной с кольматационным слоем повышенной прочности и адгезией, а также поверхностью горных пород.

Как показали результаты предварительных промысловых испытаний гидроизолирующих показателей отверждающегося приствольного кольматационного экрана, они в два и более раз превышают аналогичные показатели неотверждающегося (градиенты ре-прессионных и депрессионных давлений).

Для реализации технологии отверждения гидроизолирующего приствольного экрана при заканчивании скважин открытым забоем применяется известная схема совмещения процессов разрушения горных пород при бурении и гидромониторной обработки ствола буровыми растворами с отверждаемым кольматационным экраном. Для предупреждения возможного эррозионного нарушения устойчивости стенок скважины и процессов кавернообразования до формирования на их поверхности прочного затвердевшего покрытия, необходимо учитывать соотношение между динамическим давлением пятна струи на поверхность горной породы и пределом ее прочности на разрушение при одноосном сжатии.

Рк = (0,25 -0,30) осж, Па (5)

где Рк — давление пятна струи жидкости на контактную поверхность стенки ствола (горная порода), Па;

асж — предел прочности горной породы на одноосное сжатие (усредненное значение), Па;

0,25-0,30 - установленные пределы контактного динамического давления, при котором невозможно разрушение поверхности горной породы.

Прогнозные расчеты по (5) показывают, что изменение асж в пределах 18-^35 МПа величина Рк не должна превышать 6,0 МПа. А при стсж > 40 МПа Рк не регламентируется.

В промысловых условиях Рк с достаточной для практики точностью можно оценивать по результатам наверно- и профилеметрии.

При заканчивании скважин открытым забоем традиционными технологиями (репрессионные) для изоляции газо- и водонасыщен-ных пластов продуктивной толщи применяется селективная схема гидромониторной обработки выделенного интервала гельцементны-ми, полимерцементными и цементными растворами с регулируемы-

ми сроками их твердения в конкретных геолого-технических условиях (время начала твердения — не менее двух суток).

Эти операции проводятся при подготовке необсаженного ствола к креплению скважины или после первичного вскрытия продуктивной толщи. Каждый селективно выделенный интервал обрабатывается не менее чем двумя циклами с параметрами воздействия, приводимыми в таблице 3.

Когда скважина заканчивается в условиях значительной дифференциации пластовых давлений и различия фильтрационных характеристик флюидонасыщенных пластов — от низко- и среднепрони-цаемых до поглощающих, изоляция ствола продуктивной толщи производится по комбинированной схеме. Низко- и среднепрони-цаемые породы изолируются гидромониторной обработкой в процессе первичного вскрытия продуктивной толщи. Поглощающие пласты изолируются методом нагнетания тампонажных смесей в призабойную зону при режимах, согласованных (адекватных) с их геолого-физическими и фильтрационными характеристиками (тип коллектора, толщина высокопроницаемых пород, средняя раскры-тость каналов поглощения, пластовое давление и температура, коэффициент приемистости).

К преимуществам разработанного комплекса системных технологий заканчивания скважин открытой или частично перекрытой конструкцией забоя в сравнении с применяемыми традиционными технологиями в нестационарных термодинамических условиях разработки нефтегазовых месторождений, относятся:

1. Полная гидроизоляция комплекса флюидонасыщенных пластов продуктивной тощи от ствола скважины.

2. Повышение гидромеханической прочности ствола до градиента горного давления, а герметичности приствольной зоны скважины, выдерживающей действие в призабойной зоне депрессий, достигающих 5-12 МПа.

3. Создание стационарных гидравлических условий по совершенствованию технологий заканчивания и эксплуатации скважин, расширению области эффективного применения конструкции открытого забоя и фильтра нефтяных скважин.

Таблица 3

Технологические параметры процесса изоляции проницаемых пластов продуктивных отложений

Характер насыщения пластов Технологическая схема изоляции Способ изоляции Параметры технологического процесса

плотность раствора, р'з кг/м скорость истечения струи, г), м/с динамическое давление струи, Р*. МПа частота вращения долота, г» подача ' насоса, м/с -1(Г давление нагнетаемых тампонажных смесей, ДРп, МПа

газ непрерывная гидромониторный 1070-1350 80-100 5-7 0,5-1,0 18-30 -

нефть 40-60 1,8-2,5 1,0-1,8

вода 80-100 5-7 0,5-10

газ селективная гидромониторный 1070-1350 100-120 6-8 0,5-0,8 - -

нефть - - -

вода 100-120 6-8 0,5-0,8

газ комбинированная гидромониторный, гидромеханический 1070-1350, 1250-1900 100-120 6-8 0,5-0,8 12-25 3-5

нефть • - - -

вода 100-120 6-8 0,5-1,0

В пятом разделе рассматриваются методические подходы и технологические основы совершенствования эксплуатационных характеристик действующего фонда скважин в поздней и завершающей стадии разработки нефтяных месторождений реконструкцией их забоя и фильтра.

Создание технически надежного, гидравлически совершенного и экологически безопасного канала, связывающего углеводородную залежь с поверхностью при строительстве скважин в различных геолого-технических и изменяющихся термодинамических условиях разрабатываемых месторождений нефти и газа, - главное и обязательное условие высокоэффективной разработки углеводородных залежей, а также реализации проектных решений систем разработки, методов интенсификации добычи, извлечения остаточных трудноиз-влекаемых запасов нефти и повышения КИН.

Для успешного решения этой сложной геолого-технической проблемы разработаны и находят широкое применение многочисленные технологические и технические разработки. Развитие и совершенствование этих работ происходит в следующих основных научно-технических направлениях.

1. Совершенствование конструкций забоя и фильтра скважин с учетом изменяющихся геолого-технических условий их заканчива-ния и эксплуатации.

2. Совершенствование технологических схем цементирования эксплуатационных колонн (прямое циркуляционное, обратное, встречными потоками, ступенчатое, двухстадийное комбинированное) и оснастки обсадных колонн (башмаки, обратные клапаны, центраторы, скребки, турбулизаторы и т. д.).

3. Модификация рецептур тампонажных цементов с улучшенными технологическими и изолирующими свойствами раствора-камня (портландцемент, гельцемент, полимерцемент, дисперсноар-мированный, пониженной плотности, утяжеленный, расширяющийся, безусадочный, с пониженной водоотдачей, термо- и коррозион-ностойкий и т. д.).

При всем многообразии научно-технических подходов к проблеме создания технически надежной долговременной крепи в нашей стране и зарубежом, до настоящего времени не находит эффективного'решения ключевая задача — обеспечение долговременной герметичности ее заколонного пространства. Достигнутые на сегодня

показатели герметичности заколонного пространства крепи не превышают при действии забойных депрессий градиента давлений -0,35-0,50 МПа/м (при толщине межпластовых перемычек глинистых пород 3-5 м). Тогда как в промысловой практике этот показатель достиг на большинстве нефтяных месторождений 3,2-5,7 МПа/м и более.

Очевидно, что современный уровень качества долговременного разобщения пластов продуктивной толщи давно не отвечает требованиям режимов освоения и эксплуатации скважин. Поэтому неуклонно растет обводненность как выходящих из бурения скважин (20-30 % от общего объема), так и эксплуатируемых (90-100 %).

В сложившихся обстоятельствах отмечается закономерный рост объемов ежегодно проводимых водоизоляционных работ (до 4-6 % в год), количества простаивающих скважин и одновременное снижение технологической эффективности применяемых водоизоляционных методов.

Здесь уместно отметить, что ключевым научно-техническим направлением совершенствования систем разработки нефтегазовых месторождений и достижения высоких КИН является разработка высокоэффективных методов по изоляции пластовых вод, снижающих обводненность добываемой продукции до 30 % и менее. Обусловлено это тем, что высокая обводненность забоя скважин (более 50 %) приводит к существенному осложнению гидродинамических условий притока нефти и снижению эффективности режимов эксплуатации скважин. Негативными последствиями отмеченных изменений являются утрата контроля (а значит и эффективного регулирования) и необратимое нарушение систем разработки месторождений, снижение эффективности технологий РИР, ОПЗ и МУН, а в конечном счете — КИН.

Все отмеченное очевидное свидетельство назревшей необходимости в разработке новых нетрадиционных методических подходов и совершенствовании технологических решений по созданию технически надежных и гидродинамически более совершенных конструкций забоя и фильтра скважин эксплуатационного фонда.

Как показывают результаты исследований и опыт совершенствования конструкций забоя и фильтра скважин эксплуатационного фонда, к перспективным направлениям, помимо бурения боковых

стволов и скважин с горизонтальным забоем, относятся разработки по реконструкции закрытого и технически малопригодного для эксплуатации фильтра скважин в открытый, отличающийся повышенными эксплуатационными характеристиками.

Для решения этой сложной технической проблемы разработан комплекс решений, включающий: методику проведения подготовительных и водоизоляционных работ, комплекс технологий и технических средств реконструкции фильтра скважин, технологические жидкости и тампонажные растворы, методы расчета и оптимизации технологических параметров процесса изоляции различных по проницаемости коллекторов.

Эффективность производства водоизоляционных работ в сложных гидродинамических условиях, связанных с нарушением герметичности крепи и конструкции забоя скважин в интервале продуктивной толщи, и объединением флюидонасыщенных пластов в единый фильтр, межпластовыми перетоками, прорывом пластовых флюидов к фильтру скважин и т. д., во многом зависит от методики проведения подготовительных и водоизоляционных работ. Поэтому на этом этапе реконструкции забоя и фильтра эксплуатационных скважин проводится промысловая оценка технического состояния крепи и фильтра, а также гидравлических характеристик призабой-ной зоны методами ГИС и гидродинамических исследований. Объем промысловой информации для принятия обоснованных решений по проведению первого этапа реконструкции забоя скважины должен включать:

1. Показатели эксплуатации скважины до начала проведения работ: текущее пластовое давление, способ эксплуатации и режимы отбора продукта (забойная депрессия, дебит, обводненность продукции), толщина продуктивного пласта и изолирующей перемычки от водонасыщенного, градиент межпластового давления.

2. Данные о техническом состоянии крепи и фильтра скважины (общее количество перфорационных отверстий, наличие деформированных участков обсадной колонны, нарушений сплошности цементного кольца, количество ранее проведенных водоизоляционных операций).

3. Информация о местоположении источника водопритока, интервале перетока, его производительности, плотности пластовой воды.

4. Данные о расположении ВНК (ГНК).

5. Результаты гидродинамических исследований.

По результатам анализа промысловой информации обосновываются интервал фрезерования обсадных труб, количество объектов для временной и долговременной изоляции, технологические схемы и методы производства водоизоляционных и заключительных операций.

На втором этапе с помощью трубореза, например, ФКР-146-219 «Буринтех», обсадные трубы фрезеруют в установленном интервале с вымыванием из забоя остатков цементного камня, металлической стружки, продуктов осадконакопления.

Третий этап связан с временной изоляцией приствольной зоны нефтенасыщенного пласта и гидродинаическим исследованиями призабойной зоны водонасыщенного для оценки фильтрационных характеристик (коэффициент приемистости, градиент давления фильтрации жидкости) и определния параметров процесса изоляции (расход и давление нагнетания, средний радиус водоизолирующего экрана и раскрытость каналов фильтрации, тип, свойства и объем тампонажных растворов).

На четвертом этапе реконструкции забоя и фильтра скважины проводится селективная изоляция водонасыщенного пласта методами малых (кольматация) или глубоких (нагнетание растворов) проникновений с формированием непроницаемых экранов в при-скважинной (глубиной до 30-50 мм) и призабойной (средний радиус тампонирования 0,5-2,5 м) зонах. После завершения операции и ОЗЦ изолированный интервал испытывается на герметичность и прочность ствола созданием расчетных репрессий и депрессий с помощью пластоиспытателя, имплозионного устройства и пакера.

На завершающем этапе работ созданием на забое депрессии известными способами или с помощью имплозионного устройства (ИУ) восстанавливается гидравлическая связь нефтенасыщенного пласта и скважины и подготавливается к вводу ее в эксплуатацию.

При разработке многопластовых залежей нефти для сохранения природных коллекторских свойств нефтенасыщенных пластов, не вводимых с начала разработки месторождения в эксплуатацию, применяется усовершенствованная технология их консервации при закрытой и открытой конструкциях забоя (рис. 3).

Рис. 3. Схема комбинированной конструкции забоя многопластовой залежи:

1 - ствол скважины;

2 — верхний перекрывающий элемент МОП;

3 — верхний законсервированный продуктивный

пласт;

4 — приствольный кольматационный экран;

5 — уплотненный динамическим давлением

пристенный слой;

6 — экплуатационная колонна;

7 — кольматационный экран;

8 - открытый забой нижнего продуктивного

горизонта;

9 — нижний эксплуатируемый пласт

Для консервации нефтенасыщенного пласта в скважинах с закрытой конструкцией забоя при вскрытии продуктивной толщи в интервал его залегания устанавливается временно изолирующий кольматационный экран на глубину 15-20 мм. Это предупредит загрязнение призабойной зоны при бурении скважины до проектной глубины и креплении эксплуатационной колонны. На этапе крепления скважины в компоновку эксплуатационной колонны включаются модульный отсекатель пласта МОП 146/230, который при цементировании колонны располагается против интервала консервируемого пласта. После установки МОП в рабочее положение пакерова-нйем и изоляцией нефтенасыщенного пласта от верхних и нижерасположенных, эксплуатационная колонна цементируется. Циркуляция технологических и тампонажных растворов происходит через специальные каналы в МОП.

Для расконсервации продуктивного пласта и ввода скважины в эксплуатацию обсадная колонна в этом интервале перфорируется сверлящим перфоратором (СКМ-8-9). С. помощью пакера, устанавливаемого в колонне между верхним и нижним отверстиями МОП, затрубное пространство между разобщающими модулями промывается. Затем пакер извлекают на поверхность, а скважина осваивается и вводится в эксплуатацию.

Для временной изоляции не эксплуатируемых пластов в скважинах с открытой конструкцией забоя применяются буровые растворы, твердая фаза которых при формировании зоны кольматации отвер-ждается. Этот процесс полностью совмещается с процессом бурения скважины и реализуется на этапе первичного вскрытия продуктивной толщи. Затвердевший кольматационный экран, как показали результаты промысловых испытаний, надежно изолирует в необса-женном стволе весь комплекс флюидонасыщенных пластов при забойных депрессиях 15 МПа и более. Градиент давления, при котором не происходит нарушения герметичности изолирующего экрана при действии репрессий, достигает величины градиента горного давления - (0,20*0,24)-КГ1 МПа/м.

Как показывают результаты предварительных, промысловых испытаний, технологии отверждения приствольного кольматационного экрана (ОПКЭ) при бурении и заканчивании скважин, область эффективного применения конструкции открытого забоя может быть существенно расширена.

Вторичное вскрытие любого из нефтенасыщенных пластов продуктивной толщи производится известными методами перфорации (пулевая, кумулятивная, сверлящая и т. д.) и механического действия (вдавливание, расширение ствола).

Освоение и ввод скважин с открытым забоем в эксплуатацию осуществляется традиционными методами.

При переходе на другой объект эксплуатации первый предварительно изолируется обработкой интервала фильтра гидромониторными струями тампонажного раствора с оставлением в стволе цементного моста.

Среди комплекса технико-технологических мероприятий по увеличению нефтеотдачи пластов, особое место принадлежит технологиям, снижающим обводненность добываемой продукции. Известно, что снижение обводненности скважин в большинстве случаев со-

провождается увеличением их дебита. А это свидетельствует о наличии значительных резервов повышения уровня добычи и КИН.

Практикой установлено, что при разработке месторождений эксплуатационные скважины наиболее часто обводняются нижними водами, поскольку большинство нефтяных месторождений частично или полностью подстилаются водонасыщенными горизонтами, оконтуриваются краевыми водами или теми и другими одновременно. Другим источником обводнения при наличии в разрезе верхних и промежуточных нефтяных пластов и пропластков (например, Ро-машкинское нефтяное месторождение) могут являться закачиваемые воды, которые формируют в продуктивном интервале промытые зоны. Это приводит к возникновению интенсивных межпластковых перетоков и непредсказуемому осложнению гидродинамического состояния забоя скважины.

Но наиболее актуальной проблемой разработки нефтяных месторождений является извлечение нефти из слабопроницаемых пластов и водонефтяных зон (ВНЗ), запасы которых по общим оценкам в 1,2-1,7 раза больше, чем по месторождениям в целом. С учетом влияния методов восстановления технического состояния крепи и фильтра скважин продуктивной толщи на эффективность ОПЗ, РИР и МУН, а также систему разработки месторождений, становится очевидным, какие огромные резервы по стабилизации и повышению уровня добычи нефти и коэффициента нефтеотдачи пластов связаны с дальнейшим совершенствованием конструкций забоя и фильтра скважин, развитием технологии и техники водоизоляционных работ.

В этой связи разработаны и находятся на стадии промысловых испытаний усовершенствованные схемы производства водоизоляционных работ в эксплуатационных скважинах, подробно описанные в диссертации. Научно-методическую основу нового подхода к решению проблемы снижения обводненности скважин эксплуатационного фонда в поздней и завершающей стадии разработки нефтяных месторождений составляют технология и техника реконструкции забоя из закрытого и технически разрушенного в открытый или частично перекрытый, гидравлически совершенный по характеру и степени вскрытия.

В диссертации подробно описаны технологические схемы и методы реконструкции закрытых забоев и фильтра в открытые для гидроизоляции нижних, подошвенных, промежуточных и верхних

вод, применяемые режимы обработки проницаемых пород методами «малых» и «глубоких» проникновений, свойства буровых и тампо-нажных растворов, методы расчета технологических параметров контроля и регулирования процесса изоляции. На рис. 4 приведена схема реконструкции забоя и изоляции нижних вод.

Рис. 4. Изоляция нижних вод: 1 — цементное кольцо; 2 — обсадная колонна;

3 - нефтенасыщенный пласт; 4 - перфорированный фильтр; 5 - водонасыщенный пласт; 6 - межпластовые, заколонные перетоки; 7 - поток обводненной нефти;

8 — открытый фрезерованием участок ствола скважины; 9 — временный кольматационный экран; 10 - призабойный тампонажный экран; 11 - приствольный тампонажный экран; 12 - тампонажный мост; 13 - приток нефти из декольматированного продуктивного пласта

В заключение следует отметить, что результаты промысловых испытаний и внедрения комплекса методических и технологических разработок совершенствования конструкции забоя и фильтра эксплуатирующихся скважин подтвердили соответствие выдвинутых концептуальных положений и развиваемых на их основе научно-технических направлений успешного решения проблем снижения обводненности скважин, повышения текущего уровня добычи нефти и КИН (табл. 4).

Таблица 4

Оценка качественных и технико-экономических показателей заканчивания скважин технологией упрочнения стенок скважин при бурении за 1998-2001 гг.

¥ Средние показатели эксплуатации № 8 5 х 1

Группировка скважин, по толщине продуктивного пласта и объема выборки Толщина пласта (перфорировав м ¡Цебит нефти, т/сут Обводненность, % Депрессия, МПа Градиент давлет динам, между в/ н/н пластами, МПа/м •&Е & г> 0

I группа скважин (56 скв.) До 1,0-2,0 8,5 37,7 3,7 5,4 1,79

II группа скважин (70 скв.) 2,1-4,0 9,6 30,0 4,3 5,6 1,13

III группа скважин (41 скв.) Более 4,0 15,3 35,4 2,7 4,2 0,68

Средние значения по выборке скважин, пробуренных на гидрофобном растворе 11Д 34,4 3,6 5,07 1,20

Средние значения по вновь пробуренным серийным скважинам за 1998-2001 гг. 6,2 55,2 4,0 ■ 0,55

Средние показатели по базовым скважинам (экспл. скважины НГДУ за 19982001 гг. по анализируемым площадям) 4,3 88,0 5,7 0,33

Отношение средних показателей по опытным, серийным и эксплуатирующимся скважинам +1,6/2,6 -1,7/2,6 0/1,5 +2,2/3,64

Кроме отмеченного, разработанный на основе системного подхода комплекс методов позволяет успешно решать ряд ключевых технологических'проблем строительства и эксплуатации скважин в нестационарных термодинамических условиях бурения и разработки нефтегазовых месторождений:

- совершенствование (упрощение и облегчение) конструкций глубоких скважин за счет исключения из состава промежуточных обсадных колонн, предназначенных для перекрытия несовместимых интервалов бурения;

- предупреждение осложнений (поглощение, гидроразрыв горных пород и неустойчивость, газонефтеводопроявления, межпластовые перетоки и заколонные флюидопроявления, выбросы, фонтаны);

- оптимизация технологических процессов при строительстве и эксплуатации скважин.

Другой особенностью комплекса является высокий уровень эко-логичности проводимых работ, эффективно предупреждающий нарушение природных условий.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате проведенных исследований, разработке на их основе системных подходов и технологических решений, реализованных в производстве, получило дальнейшее развитие научно-техническое направление работ в области совершенствования конструкций забоя и фильтра эксплуатационного фонда скважин, которое позволило повысить их эксплуатационные характеристики и эффективность разработки нефтяных месторождений на поздней и завершающей стадиях, что имеет важное народнохозяйственное и оборонное значение.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Анализ современного состояния и достигнутых показателей в области заканчивания скважин показывает, что дальнейшее совершенствование технологий и повышение качества работ связаны с регулированием герметичности и прочности ствола в технологически требуемых пределах. Эффективная изоляция флюиоднасыщен-ных пластов (временная и долговременная) в процессе их вскрытия позволяет совершенствовать конструкции скважин, создавать оптимальные гидродинамические условия для эффективного разрушения горных пород, защиты продуктивных пластов от загрязнения и обеспечивать технически надежное состояние крепи и фильтра при длительной эксплуатации скважин.

2. По результатам промысловых исследований установлено, что применение традиционных технологий закачивания скважин в аномальных геолого-технических условиях, а также поздней и завершающей стадиях разработки месторождений не создает герметичной долговременной крепи, технически надежной конструкции забоя и фильтра скважин. Следствием низкого качества работ являются ранняя обводненность нефти, снижение дебита скважин, нарушение системы разработки месторождений, низкая эффективность РИР, ОПЗ, МУН, снижение КИН.

3. С учетом результатов экспериментальных исследований и промысловых испытаний разработаны рецептуры промывочных жидкостей, твердая фаза которых под действием гидродинамического удара струи силой 0,2-0,6 т в течение 2—З-Ю-3 с, динамического давления пятна струи на поверхность 3-6 МПа и временем контакта 0,3-0,07 с обеспечивает формирование в закольматированной зоне твердеющего непроницаемого защитного экрана с высокой механической прочностью (24-45 МПа). Дано объяснение механизма формирования твердеющего защитного экрана в проницаемых средах и на поверхности горных пород, происходящего за счет трансформирования свойств бурового раствора в твердеющей материал вследствие роста концентрации твердой фазы раствора в каналах проницаемых пород до 65-90 % и проявлении эффектов обезвоживания, расклинивающего давления и кристаллизации.

4. Разработаны и промышленно апробированы технологии комбинированного разобщения пластов продуктивных отложений и за-

канчивания скважин открытым забоем в аномальных геолого-промысловых условиях разработки нефтегазовых месторождений.

6. По результатам предварительной оценки показателей разработанных технологий добыча нефти по опытным скважинам повысилась на 12—24 %, обводненность продукции за 3-5 лет эксплуатации не превышает 35 %.

7. Разработаны и предварительно испытаны методы реконструкции закрытого забоя и фильтра эксплуатируемых и фонда простаивающих скважин в комбинированные и открытые с селективной изоляцией водонасыщенных пластов от продуктивных.

8. Определена область эффективного применения разработанных методических подходов и технологических решений системного комплекса, включающая: совершенствование конструкций глубоких скважин (облегчение и упрощение), оптимизация технологических процессов бурения и заканчивания скважин, сохранение природных коллекторских свойств продуктивных пластов и долговременная изоляция от водо- и газонасыщенных, предупреждение осложнений (гидроразрыв, поглощения, газонефтеводопроявления, выбросы), совершенствование эксплуатационных характеристик конструкции забоя и фильтра скважин, повышение качества крепления скважин (подъем цемента, сокращение межпластовых и заколонных перетоков).

Основные положения диссертации опубликованы в следующих печатных работах:

1. Аверьянов А.П. Основы технологий бурения на равновесии и на депрессии / М.Р. Мавлютов, Б.А. Шарафутдинов, C.B. Радионова, А.П. Аверьянов // Известия вузов. Горный журнал. - 1997. -№ 5. -С. 109-115.

2. Аверьянов А.П. Перспективность бурения на равновесии и депрессии / М.Р. Мавлютов, В.Г. Жжонов, C.B. Радионова, А.П. Аверьянов // Известия вузов. Нефть и газ. -1997.-№ 6.-С. 31-35.

3. Аверьянов А.П. Перспективность бурения на равновесии и депрессии с применением регулируемой кольматации и декольматации / М.Р. Мавлютов, А.Я. Мендель, А.П. Аверьянов // Материалы Междунар. конф. - Алма-Ата, 1997. - С. 55-59.

4. Аверьянов А.П. Новые технологии вскрытия пластов / М.Р. Мавлютов, Г.А. Ситдыков, C.B. Радионова, А.П. Аверьянов // Проблемы нефтегазовой отрасли: Материалы Междунар. науч.-техн. семинара. — Уфа, 1998. - С. 13-15.

5. Аверьянов А.П. Механизм формирования твердеющего защитного экрана промывочными жидкостями с тампонирующими свойствами при заканчивании скважин // Проблемы строительства, эксплуатации и исследования горизонтальных скважин: Материалы науч.-техн. конф. 1-3.12.1999. — р.п.Актюба: Изд-во ТатНИПИнефть, 1999. -Вып.2. - С. 25-30.

6. Аверьянов А.П. Технология заканчивания скважин открытым забоем / А.П. Аверьянов, Р.К. Ишкаев, Р.Ш. Муфазалов, В.Н. Поляков // Там же, С. 42-48.

7. Аверьянов А. П. Температурный режим работы узлов трения / H.H. Закиров, А.П. Аверьянов, И.Н. Бородин // Известия вузов. Нефть и газ. - 2000. - № 3. — С. 106-111.

8. Аверьянов А.П. Анализ кинетических характеристик бурового долота / H.H. Закиров, А.П. Аверьянов, Б.Л. Стеклянов, И.Н. Бородин // Известия вузов. Нефть и газ. 2000.

. -№ 5.-С. 106-111.

9. Аверьянов А.П. Технология и техника реконструкции фильтра скважин и селективной изоляции обводняющих пластов / А.П. Аверьянов, А.Ф. Аржанов, Р.К. Ишкаев // Нефть Татарстана. - 2000.-№ 1. - С. 10-13.

10. Аверьянов А.П. Состояние и перспективы повышения качества изоляционных работ при заканчивании и эксплуатации скважин / А.П. Аверьянов, А.Ф. Аржанов, Р.К. Ишкаев // Нефть Татарстана. - 2000. - № 2. - С.20-24.

П.Аверьянов А.П. Проблемы эффективности изоляции пластовых вод и перспективные пути их решения / Р.В. Ханипов, А.Ф. Аржанов, А.П. Аверьянов // Там же, С. 37-40..

12. Аверьянов А.П. Влияние технического состояния крепи, конструкции забоя и гидродинамических условий в скважине на водоизоляционные работы / Р.В. Ханипов, В.А. Колодкин, А.П. Аверьянов // Нефть Татарстана. - 2000.-№ 3. - С.22-27.

13. Аверьянов А.П. Перспективные области применения водоотверждаемых гидрофильных предполимеров при освоении месторождений полезных ископаемых / В.А. Кузнецов, А.П.Аверьянов // Геология и перспективы расширения сырьевой базы Башкортостана и сопредельных территорий: Тр. Института геологии УНЦ РАН. - 2001. — Т.

2.-С. 271-273.

14. Аверьянов А.П. Системный подход и технологические решения по качественному заканчиванию и эффективной эксплуатации скважин в поздней стадии разработки нефтяных и газовых месторождений / В.Н. Поляков, Р.К. Ишкаев, Ю.С. Кузнецов, А.П. Аверьянов // Снижение издержек при строительстве и ремонте скважин на основе широкого использования современных достижений науки и внедрения новейших видов техники и технологий: Материалы науч.-практ. конф. - Анапа, 2000. - С. 15-17.

15. Аверьянов А.П. Разобщение пластов при заканчивании скважин открытым забоем: Монография / А.П. Аверьянов, В.Г. Миронов. - Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 2001. - 80 с.

16. Аверьянов А. П. Расчет долговечности подшипников буровых долот // Известия вузов. Нефть и газ. - 2001. - № 6. - С. 42-47.

17. Аверьянов А.П. Влияние параметров поршня на условия вызова притока установками периодической* эксплуатации скважин / Б.И.Кравченко, H.H. Светашов, А.П.Аверьянов // Там же, С. 76-79.

18. Аверьянов А.П. Перспективы применения водоотверждасмых гидрофильных композиций для изоляции зон осложнений при бурении скважин / В.А. Кузнецов, Б.А. Андресон, А.П. Аверьянов // Новые технологии, технические средства и материалы в области промывки при бурении и ремонте нефтяных и газовых скважин: Тр. НПО «Бурение». - Краснодар, 2001. - Вып.6. -С. 213-217.

19. Аверьянов А.П. Свойства водоотверждаемых гидрофильных полиуретановых предполимеров «Hycel ОН», «Буретан» и «Аквидур» и промысловый опыт их применения при ликвидации водопроявлений и поглощений при бурении скважин / В.А. Кузнецов, Б.А. Андресон, А.П. Аверьянов, Г.П. Бочкарев И Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности: Тр. КогалымНИПИнефть. - Когалым, 2001.-Т. 2. - С. 56-60.

20. Аверьянов А.П. Особенности управления проявлениями горного давления при вызове и интенсификации притоков в сложных горно-геологических условиях / A.M. Киреев, А.П. Аверьянов// Бюллетень Белорусской горной академии. -2001. -№ 1. - С. 15-19.

21. Аверьянов А.П. Современные методические приемы и технические решения при заканчивании скважин в условиях деформации и кольматации фильтрационных путей / Б.И.Кравченко, H.H. Светашов, А.П.Аверьянов, A.M. Киреев // Там же, С. 27-31.

22. Аверьянов А.П. Методические приемы и технические решения при заканчивании скважин в условиях деформации и кольматации фильтрационных путей / Б.И. Кравченко, A.M. Киреев, А.П. Аверьянов, H.H. Светашов // Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе: Тез. докл. Всерос. науч.-техн. конф. г. Тюмень, 21-22 ноября 2001 г. - Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2001. - С.31-32.

23. Аверьянов А.П. Физико-химический метод изоляции зон осложнений при бурении скважин на основе уретановых форполимеров / В.А. Кузнецов, Б.А. Андресон, А.П. Аверьянов, Г.П. Бочкарев // V Междунар. симпозиум по бурению скважин в осложненных условиях: Сб. тез. докл. - СПб, 2001. - С. 39-40.

24. Аверьянов А. П. Новые материалы для герметизации шарошечных долот /H.H. Закиров, А.П. Аверьянов // Известия вузов. Нефть и газ. - 2002. - № 6. - С. 35-39.

25. Аверьянов А.П. Свойства водоотверждаемых гидрофильных полиуретановых предполимеров «Hycel ОН» и «Буретан» с позиций их применимости в нефтепромысловой практике и промысловый опыт их применения / В.А. Кузнецов, Б.А. Андресон, А.П. Аверьянов, Г.П. Бочкарев // Техника и технология бурения и заканчивания скважин: Тр. БашНИПИнефть. - Уфа, 2002. -Вып. 109.-С. 101-108.

26. Аверьянов А.П. Разработка и исследование составов с полиуретановыми композициями для селективной изоляции водонефтяных пластов / В.А. Кузнецов, Б.А. Андресон, А.П. Аверьянов, Г.П. Бочкарев // Там же, С. 109-117.

27. Аверьянов А.П. Опыт применения в напряженно-деформируемой системе «скважина-горный массив» депрессионно - репрессионных воздействий на пласт / A.M. Киреев, А.П. Аверьянов, H.H. Светашов, А.К. Бондаренко // Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки: Сб. тез. докл. науч.-техн. конф. г. Тюмень, 24-26 сентября 2002 г. - Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2002. - С.40-41.

28. Аверьянов А.П. Совершенствование методов расчета амплитуды вынужденных осевых зубцовых вибраций долота / Г.А. Кулябин, В.А. Федоров, А.П. Аверьянов, Ю.С. Кузнецов Ю.С. и др // Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе: Сб. тез. Междунар. науч. - техн. конф., посвященной 40-летию ТюмГНГУ, г. Тюмень, 25-27 сентября 2002 г. - Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2002. - Т. 1. - С. 43-44.

29. Аверьянов А.П. Перспективы углубления скважин роторно-шпиндельным способом / Г.А. Кулябин, В.А. Федоров, А.П. Аверьянов, Ю.С. Кузнецов Ю.С. и др // Известия вузов. Нефть и газ. - 2003.- № 4,- С. 25-27.

30. Аверьянов А. П. К вопросу герметизации опоры буровых долот / А.П. Аверьянов, H.H. Закиров // Известия вузов. Нефть и газ. - 2003.- №6. - С. 42-45.

31. Аверьянов А. П. Повышение долговечности буровых шарошечных долот / А.Г1. Аверьянов, H.H. Закиров // Бурение и нефть. - 2003. - № 4. - С. 21-23.

32. Аверьянов А. П. Контактная прочность вооружения буровых долот / А.П. Аверьянов, H.H. Закиров // Бурение и нефть. - 2003. - № 7. - С. 46-47.

33.Аверьянов А. П. Влияние технологических параметров бурения скважин на механическую скорость и проходку на долото / А.П. Аверьянов, H.H. Закиров // Бурение и нефть. - 2003. - № 6. - С. 16-18.

34. Аверьянов А. П. Контактная прочность вооружения буровых долот /А.П. Аверьянов, H.H. Закиров // Бурение и нефть. - 2003. - № 7. - С. 46-47.

35. Аверьянов А. П. К вопросу прогнозирования времени работы долота на забое /А.П. Аверьянов, H.H. Закиров // Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе: Тр. Междунар. науч.-техн. конф., посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета. - Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2003. - Т. 1. -С. 32-36.

36. Аверьянов А. П. Критерий выбора оптимальных режимов бурения / А.П. Аверьянов, H.H. Закиров // Нефть и газ Западной Сибири: Сб. тез. Междунар. науч.-техн. конф.,

посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета. -Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2003. - С. 47-48.

37. Аверьянов А. П. Оптимизация механической скорости проходки / А.П. Аверьянов, H.H. Закиров // Известия Вузов. Нефть и газ. - 2004. - №1. - С. 26-30.

38. Аверьянов А. П. Влияние технологических параметров процесса бурения на износ узлов долота / А.П. Аверьянов, H.H. Закиров // Известия вузов. Нефть и газ. - 2004. - № 9. -

39. Аверьянов А. П. Прогнозирование эффективности работы шарошечных долот/А.П. Аверьянов, H.H. Закиров // Бурение и нефть. - 2004. - № 7. - С. 22-23.

40. Аверьянов А.П. Влияние геолого-технических факторов на процессы формирования и эксплуатационные характеристики конструкций забоя и фильтра скважины // Техника и технология бурения боковых стволов: Tp.XIX межотрасл. науч.-практ. конф. - Анапа, 2006. -

41. Аверьянов А.П. Методы совершенствования эксплутационных характеристик фильтра при заканчивании скважин // Там же, С. 14-15.

42. Аверьянов А.П. Повышение эффективности добычи нефти реконструкцией закрытого забоя эксплуатационных скважин в открытый // Там же, С. 15-17. •

43. Аверьянов А.П. Механизм формирования отверждаемого кольматационного экрана в приствольной зоне при бурении скважин // Техника и технология бурения боковых стволов: Tp.XIX межотрасл. науч.-практ. конф. - Анапа, 2006. - С. 19-21.

44. Аверьянов А.П. Результаты экспериментальных исследований рецептур буровых растворов, твердая фаза которых с ростом концентраций в закольматированной зоне отверждается // Там же, С, 28-30.

45. Аверьянов А.П. Результаты промысловых исследований методов совершенствования конструкций забоя и фильтра при заканчивании и эксплуатации скважин // Там же, С. 30-32.

46. Пат. 2174549 РФ, МПК 7 Е 21 В 43/32, 33/138. Способ изоляции водонасыщенных пластов эксплуатационных скважин / А.П. Аверьянов, Р.К. Ишкаев, В.М. Поляков, Ю.С. Кузнецов, Р.В. Ханипов, O.E. Старов (Россия). - № 2000107859; Заявлено 29.03.2000; Опубл. 10.10.2001, Бюл.№ 28.

С. 29-34.

С. 10-11.

Соискатель

А.П. Аверьянов

Подписано в печать 27.06.2006 г. Формат 60x84/16. Бумага финская. Печать Riso. Усл. печ. л. 2,40. Тираж 300. Заказ 259.

Издательство «Вектор Бук». Лицензия ЛР №066721 от 06.07.1999 г.

Отпечатано с готового набора в типографии Издательства «Вектор Бук». Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000 г. 625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел. (3452) 46-54-04, 46-90-03.

Содержание диссертации, доктора технических наук, Аверьянов, Алексей Петрович

Введение.

1. Аналитическая оценка состояния работ по совершенствованию конструкций и повышению качества крепления скважин.

1.1. Современные тенденции изменения геолого-технических условий строительства скважин.

1.2. Факторы, нарушающие качество разобщения пластов и техническое состояние крепи

1.3. Современное состояние работ и проблемы совершенствования кон, струкций забоя и фильтра нефтяных скважин.

Р 1.4. Цель, задачи исследований и разработок.

2. Научно-технические направления совершенствования эксплуатационных характеристик конструкций забоя и фильтра нефтяных скважин.

2.1. Анализ конструкций забоя и фильтра скважин, оценка их эксплуатационных характеристик

2.2. Современные требования, предъявляемые конструкции забоя и фильтра скважин.

1' 2.3. Научно-технические принципы формирования конструкции забоя и фильтра нефтяных скважин.

2.4. Обоснование критериев выбора конструкций забоя и фильтра скважин

2.5 Перспективные направления совершенствования конструкций забоя и фильтра скважин.

2.6. Выводы по разделу

3. Влияние технического состояния забоя и фильтра на эксплуатационные характеристики скважин

3.1. Постановка задачи.

3.2. Факторы, нарушающие герметичность крепи и конструкцию забоя при заканчивании скважин

3.3. Влияние системы разработки, методов ОПЗ и РИР на техническое состояние крепи

3.4. Гидродинамические особенности геолого-промысловых условий производства РИР в скважинах.

3.5. Выводы по разделу.

4. Экспериментальные обоснования и технологические разработки по формированию открытой конструкции забоя и фильтра скважин.

4.1. Постановка задачи

4.2. Лабораторные исследования и разработка рецептур промывочных ' жидкостей, твердая фаза которых отверждается при формировании приствольного кольматационного экрана.

4.3. Технология первичного вскрытия продуктивной толщи с отверждением закольматированной приствольной зоны

4.4. Технология заканчивания скважин открытым или комбинированным забоем

4.5. Выводы по разделу

5. Разработка методических подходов и технологических основ реконструкции забоя и фильтра скважин

5.1. Постановка задачи

5.2. Методика проведения подготовительных и водоизоляционных работ при реконструкции забоя и фильтра скважин

5.3. Комплекс технологий и технических средств совершенствования конструкций забоя и фильтра скважин.

5.3.1. Технология временной и долговременной селективной консервации пластов продуктивной толщи.

5.3.2. Научно-технические обоснования по выбору технологических схем водоизоляционных работ.

5.3.3. Технико-технологический комплекс по производству селективных водоизоляционных операций.

5.4. Технологические жидкости и тампонажные растворы

5.5. Методы расчета и оптимизации технологических параметров процесса изоляции проницаемых пород.

5.5.1. Изоляция поглощающих пород нагнетанием тампонажных смесей.

5.5.2. Технологические параметры процесса гидромониторной изоляции проницаемых стенок скважин.

5.6. Результаты промысловых испытаний методов совершенствования конструкций забоя и фильтра при заканчивании и эксплуатации скважин.

5.6.1. Методика промысловых испытаний

5.6.2. Комбинированное разобщение пластов продуктивной толщи

5.6.3. Технология заканчивания скважин открытым забоем

5.6.4. Область эффективного применения комплекса технологий по совершенствованию конструкции забоя и фильтра скважин.

5.7. Выводы по разделу.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Методы совершенствования эксплуатационных характеристик скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений"

Проблемы стабилизации и поддержания высокого уровня добычи углеводородного сырья в нефтегазодобывающих регионах РФ в условиях перехода большинства нефтегазовых месторождений в позднюю и завершающую стадии разработки с каждым годом становятся острее. Накопленный опыт и исследования последних лет показывают, что для дальнейшего развития и наращивания мощности топливно-энергетического комплекса страны необходимо повышение объемов поисково-разведочного и эксплуатационного бурения, а также качества и эффективности работ при заканчивании и эксплуатации скважин.

Так, например, рост глубин бурения (устойчивая современная тенденция) предопределяет нелинейное повышение гидромеханических нагрузок на забой и ствол скважины в процессе бурения, спуско-подъемных операций (СПО), цементировочных работ, ремонтно-изоляционных и т.д. Интенсификация нестационарных гидродинамических процессов в системе «скважина п пластов» приводит при этом к нарушению технологии буровых работ (поглощения, гидроразрывы, газонефтеводопроявления, выбросы, обвалообра-зования и т.д.), ухудшению показателей качества заканчивания (загрязнение продуктивных коллекторов, нарушение герметичности крепи, межпластовые перетоки и заколонные проявления) и эффективной эксплуатации скважин (пониженный дебит, ранняя обводненность забоя, снижение показателей эффективности ремонтно-изоляционных работ (РИР), обработки призабойных зон (ОПЗ), гидроразрыва горных пород (ГРП), методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН).

В конечном счете все отмеченное ведет к нарушению систем разработки нефтегазовых залежей и снижению коэффициента извлечения нефти (КИН).

Аналогичная, но еще более сложная ситуация складывается при заканчивании скважин на месторождениях, перешедших в позднюю и завершающую стадии разработки. Главными факторами снижения производительности скважин и текущего уровня добычи углеводородного сырья при сложившихся обстоятельствах становятся: дифференциация текущих пластовых давле-Ф ний по разрезу и площади, рост градиента давления между разнонасыщенными пластами продуктивной толщи, неуправляемое гидродинамическое состояние призабойной зоны скважин из-за объединения флюидонасыщенных пластов продуктивной толщи в единый эксплуатационный фильтр.

Немаловажная роль в этих негативных процессах принадлежит широко применяемым в промысловой практике конструкциям забоя и фильтра скважин, технические и эксплуатационные характеристики которых в большинстве случаев не отвечают возросшим требованиям нестационарных термодинамических условий разработки нефтегазовых месторождений. Формируемая ф в интервале продуктивных отложений составная крепь и конструкция фильтра скважин, как показывает многолетний отечественный и зарубежный опыт, не только не обеспечивает герметичности всех ее элементов (обсадные трубы, цементное кольцо, приствольная зона) при вводе их в эксплуатацию, но и непрогнозируемо осложняет в дальнейшем производство РИР, ОПЗ, МУН по интенсификации добычи нефти, технологическая эффективность которых в большинстве случаев не превышает 30-50 %.

Научно-технические достижения последних лет в области заканчива-ния и эксплуатации скважин показывают, что успешное решение проблемы Ш повышения их эксплуатационных характеристик связано с сохранением природных коллекторских свойств нефтенасыщенных пластов, долговременной изоляцией от комплекса пород продуктивной толщи и формированием технически надежной конструкции забоя и гидродинамически оптимального фильтра скважины.

Большой вклад в развитие и совершенствование методов заканчивания скважин внесли работы институтов АзНИИнефтехим им. М. М. Азазбекова, БашНИПИнефть, ВНИИБТ, НПО «Бурение», ВолгоградНИПИнефть, А ИФИНГ, ГАНГ им. И. М. Губкина, СибНИИНП, ТатНИПИнефть, УГНТУ,

ТГНТУ и др., а также производственные предприятия ОАО «Башнефть», «Пермнефть», «Татнефть» и др., а также зарубежных институтов и фирм.

Вместе с тем, ряд важных в научном и прикладном отношении вопросов заканчивания скважин требуют дальнейшего развития и совершенствования в связи с устойчивыми тенденциями роста сложности геолого-технических условий бурения и эксплуатации скважин.

Так, например, не находит до настоящего времени решения проблема долговременного разобщения разнонасыщенных пластов продуктивной толщи на месторождениях с аномальными геолого-техническими условиями. Вследствие ранней обводненности скважин резко снижается их дебит, осложняются гидравлические условия производства РИР, ОПЗ, МУН, ухудшается структура добываемой продукции (нефть/вода), сокращается время межремонтного периода эксплуатации скважин.

Эффективность эксплуатации скважин и систем разработки нефтегазовых залежей во многом определяется конструкцией забоя и фильтра скважин. Однако проблема заканчивания скважин на многопластовых, сложно построенных нефтяных месторождениях открытой конструкцией забоя остается недостаточно исследованной и не находит широкого применения.

Из обзора публикаций по заканчиванию скважин также следует, что вопросам совершенствования конструкций забоя и фильтра скважин посвящены единичные работы. Тогда как имеющийся опыт показывает, что эксплуатация скважин гидравлически совершенной конструкцией забоя и фильтра не только в 2-3 раза повышает их производительность, сокращает сроки освоения и ввода в эксплуатацию, но также в 3-10 раз увеличивает межремонтный период работы скважин.

Поэтому расширение области эффективного применения эксплуатации скважин открытым забоем, а также дальнейшее совершенствование широко применяемых конструкций забоя и фильтра скважин является мощным потенциалом дальнейшего повышения темпов разработки нефтегазовых месторождений, уровня добычи углеводородного сырья и коэффициента извлечения нефти.

Цель работы. Повышение эффективности методов добычи нефти в нестационарных термодинамических условиях разработки нефтяных месторождений совершенствованием конструкций забоя и гидравлических характеристик фильтра скважин.

Основные задачи исследований и разработок

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Аверьянов, Алексей Петрович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Анализ современного состояния и достигнутых показателей в области заканчивания скважин показывает, что дальнейшее совершенствование технологий и повышение качества работ связаны с регулированием герметичности и прочности ствола в технологически требуемых пределах. Только эффективная изоляция флюиоднасыщенных пластов (временная и долговременная) в процессе их вскрытия позволяет совершенствовать конструкции забоя и фильтра скважин, создавать оптимальные гидродинамические условия для эффективного разрушения горных пород, защищать продуктивные пластов от загрязнения и обеспечивать герметичность заколонного пространства при длительной эксплуатации скважин.

2. По результатам промысловых исследований установлено, что применение традиционных технологий закачивания скважин в природных аномальных геолого-технических условиях, а также на поздней и завершающей стадиях разработки месторождений не создает герметичной долговременной крепи. Следствием низкого качества работ является ранняя обводненность нефти, снижение дебита скважин, нарушение системы разработки месторождений, низкая эффективность РИР, ОПЗ, МУН, снижение КИН.

3. С учетом результатов экспериментальных исследований и промысловых испытаний разработаны рецептуры промывочных жидкостей, твердая фаза которых под действием гидродинамического удара струи силой 0,2о

0,6 тс в течение 2-3-10 с, динамического давления пятна струи на поверхность 3-6 МПа и временем контакта 0,3-0,07 с обеспечивает формирование в закольматированной зоне твердеющего непроницаемого защитного экрана с высокой механической прочностью (24—45 МПа). Дано объяснение механизма формирования твердеющего защитного экрана в проницаемых средах и на поверхности горных пород, происходящего за счет трансформирования свойств бурового раствора в твердеющей материал вследствие роста концентрации твердой фазы раствора в каналах проницаемых пород до 65-90 % и проявлении эффектов обезвоживания, расклинивающего давления и кристаллизации.

4. Разработаны и промышленно апробированы технологии комбинированного разобщения пластов продуктивных отложений и заканчивания скважин открытым забоем в аномальных геолого-промысловых условиях разработки нефтегазовых месторождений.

6. По результатам предварительной оценки показателей разработанных технологий добыча нефти по опытным скважинам повысилась на 12-24 %, обводненность продукции за 3-5 лет эксплуатации не превышает 35 %.

7. Разработаны и предварительно испытаны методы реконструкции закрытого забоя и фильтра эксплуатируемых и фонда простаивающих скважин в комбинированные и открытые с селективной изоляцией водонасыщенных пластов от продуктивных.

8. Определена область эффективного применения разработанных методических подходов и технологических решений системного комплекса, включающая: совершенствование конструкций глубоких скважин (облегчение и упрощение), оптимизация технологических процессов бурения и заканчивания скважин, сохранение природных коллекторских свойств продуктивных пластов и долговременная изоляция от водо- и газонасыщенных, предупреждение осложнений (гидроразрыв, поглощения, газонефтеводопрояв-ления, выбросы), совершенствование эксплуатационных характеристик конструкции забоя и фильтра скважин, повышение качества крепления скважин (подъем цемента, сокращение межпластовых и заколонных перетоков).

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Аверьянов, Алексей Петрович, Тюмень

1. Зилъберман В. К, Дегетев Н. К, Ульянов М. Т. О регламентировании репрессий на пласты при бурении скважин // Нефтяное хозяйство. 1988. -№ 12. - С. 16-20.

2. Семенякин В. С., Балабешко В. В., Поляков Г. Г. Определение гидростатического давления в глубоких скважинах // Нефтяное хозяйство. -1984,-№6. -С. 5-7.

3. Поляков В. Н., Ишкаев Р. К, Лукманов Р. Р. Технология заканчива-ния нефтяных и газовых скважин. Уфа: Tay, 1999. - 408 с.

4. Поляков В. Н„ Мавлютов М. Р., Алексеев Л. А., Колодкин В. А. Технология и техника борьбы с поглощениями при строительстве скважин. -Уфа: Китап, 1998. 192 с.

5. Интенсификация выработки запасов нефти в поздней стадии разработки / Е. В. Лозин, М. Г. Ованесов, Ю. И. Брагин и др. М.: 1982. - 28 с. -Обзор, информ. / Сер. нефтепромысловое дело / ВНИИОЭНГ; Вып. 25 (49).

6. Черский Н. В. Конструкции газовых скважин. М.: Гостоптехиздат, 1961.-283 с.

7. Шадрин Л. И. Проектирование строительства нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1987. - 269 с.

8. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (РД 08-200-98). М., 1998. - 160 с.

9. Сидоровский В. А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. М.: Недра, 1978. - 256 с.

10. Соловьев В. М. Заканчивание скважин. М.: Недра, 1979. - 300 с.

11. Гетлин К. Бурение и заканчивание скважин. М.: Недра, 1984. - 517 с.

12. Дон Н. С, Титков Н. И., Гайворонский А. А. Разобщение пластов в нефтяных и газовых скважинах. М.: Недра, 1973. - 272 с.

13. Гайворонский КН., Мордвинов А. А. Гидродинамическое совершенство скважин. М., 1983. - 36 с. (Обзор информ. Сер. Нефтепромысловое дело.)

14. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учебник для вузов / А. Н. Попов, А. И. Спивак, Т. О. Акбулатов и др.', Под общей ред. А. И. Спивака. 2-е изд., испр. и доп. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр»,2004. 509 с.

15. Поляков В. Н., Вяхирев В. И., Ипполитов В. В. Системные решения технологических проблем строительства скважин / Под общ. ред. В. Н. Полякова. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 240 с.

16. Нефтегазовое обозрение (Шлюмберже). Т. 2, № 2. Осень 1997. С. 67.

17. Калинин А. Г., Григорян Н. А., Султанов Б. 3. Бурение наклонных скважин: Справочник / Под ред. А. Г. Калинина. М.: Недра, 1990. - 348 с.

18. Горизонтальные скважины: бурение, эксплуатация, исследование / Материалы семинара-дискуссии. Актюба, 2-3 декабря 1999 г. Казань: Мастер Лайн, 2000. - 256 с.

19. Агзамов Ф. А., Измухамбетов Б. С. Долговечность тампонажного камня в коррозионно-активных средах. СПб: ООО «Недра», 2005. - 318 с.

20. Гошовскж С. В., Абдуладзе А. К, Клибанец В. А. Совершенствование способов вскрытия нефтегазоносных пластов. Обзорная информация, ВНИИОЭНГ, сер. «Бурение», 1983. - С. 21.

21. Барановский В. Д. Анализ состояния работ по креплению скважин в нефтяной отрасли. Обзорная информация. Сер. «Бурение», М.: ВНИИОЭНГ, 1980. 58 с.

22. Катеев Р. И. Крепление скважин в аномальных гидродинамических условиях разработки нефтяных месторождений Татарстана. М.: Наука,2005. 168 с.

23. Мамедов А. А. Нарушения обсадных колонн при освоении и эксплуатации скважин и способы их предотвращения. М.: Недра, 1974. - 200 с.

24. Клещенко И. К, Григорьев А. В., Телков А. П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации скважин. М.: Недра, 1998. - 268 с.

25. Щелкачев В. П., Лапук Б. Б. Подземная гидравлика. М.: Гостоп-техиздат, 1949. - 524 с.

26. Бабаян Э. В., Булатов А. И. Некоторые гидродинамические особенности технологических процессов строительства вертикальных и наклонно-направленных скважин. Обзор, информ. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1982. Вып. 17. - 64 с.

27. Мирзаджанзаде А. X., Караев А. К, Ширинзаде С. А. Гидравлика в бурении и цементировании нефтяных и газовых скважинах. М.: Недра, 1977. - 230 с.

28. Поляков В. П., Колокольцев В. А. Определение гидродинамических давлений в процессе спуска инструмента при наличии в скважине проницаемого пласта // Нефтяное хозяйство. 1972. № 4. С. 42^14.

29. Поляков В. Н., Колокольцев В. А., Расторгуев М. А. Исследование нестационарных гидродинамических процессов при спуске инструмента в ствол скважины, сообщающейся с проницаемым пластом // Бурение: Реф. на-учн.-техн. сб. / ВНИИОЭНГ. 1972. № 10. С. 8-13.

30. Кирпиченко Б. И. Оценка качества разобщения пластов. Обзор, информ., сер. «Бурение». М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - С. 26.

31. Гимаев Г. Г. Исследование и разработка комплекса технологии изоляции водопритоков при строительстве и эксплуатации скважин. Дис. канд. техн. наук. Тюмень, 1999. - 148 с.

32. Ашрафъян М. О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. М.: Недра, 1989. - 228 с.

33. Ишкаев Р. К, Габдуллин Р. Г. Новые способы вторичного вскрытия пластов и конструкции забоев скважин. Тюмень: Изд. «Вектор Бук», 1998. 212 с.

34. Упрощение и облегчение конструкций скважин (материалы выездной сессии Технического совета Миннефтепрома СССР) М.: Тостоптехиз-дат, 1857.-С. 124.

35. Мальков Н. А., Шацов Н. И. Конструкции скважин и методы расчета на прочность обсадных колонн в США. М.: ГосИНТИ, 1957. - 115 с.

36. Булатов А. И., Измайлов Л. Б., Лебедев О. А. Проектирование конструкций скважин. М.: Недра, 1979. 286 с.

37. Поляков В. Н. Требования, предъявляемые к герметичности и прочности ствола при заканчивании скважин месторождений Башкирии // Нефтяное хозяйство. 1983. № 5. С. 27-28.

38. Опыт работы объединения Татнефть им. В. Д. Шашина по сокращению цикла строительства скважин / Пешалов Ю. А., Вакула Я. В., Антипова Р. М. и др. (Экспресс-информ. Сер. Бурение). - М.: ВНИИОЭНГ, 1979. - 59 с.

39. Маккрей А. У., Коле Ф. У. Технология бурения нефтяных скважин. -М.: Гостоптехиздат, 1963. 417 с.

40. Применение экспресс-методов для исследования скважин / Поляков В. Н., Ситдыков Г. А., Валямов Р. Г., Шеина Э. М. Бурение: Реф. научн. сб. / ВНИИОЭНГ, 1969. № 11. С. 29-32.

41. Ишкаев Р. Ф. Комплекс технологий по выработке остаточных запасов. Уфа, 1998.-302 с.

42. Поляков В. Н., Колодкин В. А. Технология заканчивания глубоких скважин открытым забоем // Проблемы нефтегазовой отрасли: Материалы междунар. науч.-техн. семинара. Уфа: УГНТУ, 1998. 45 с.

43. Токунов В. К, Саушин А. 3. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин. М.: ООО «Недра - Бизнесцентр». 2004. - 711 с.

44. Международная научно-техническая конференция «Повышение качества строительства скважин»: Сб. науч. тр. Уфа: Монография, 2005. -360 с.

45. IV конгресс нефтепромышленников России. Секция В «Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов» (Уфа, 25 мая 2005): Научные труды. Уфа: Монография, 2005. - 384 с.

46. А. с. 819306 (СССР) Способ снижения проницаемости пластов (В. Н. Поляков, Р. Р. Лукманов, М. Р. Мавлютов и др. Опубл. В БИ, № 13, 1981.

47. Умрихина Е. Н., Блашевич В. А. Изоляция притока пластовых вод в нефтяных скважинах. М.: Недра, 1966. 164 с.

48. Маляренко А. В. Методы селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сибири // РНТС. Сер. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1987.-Вып. 1.-С. 28.

49. Блажевич В. А., Умрихина Е. Н. Методы изоляции пластов при бурении и эксплуатации скважин (обзор иностранных патентов) // РНТС. Сер. Добыча. М.: ВНИИОЭНГ, 1972. - С. 50-51.

50. Датошевский В. С. Проектирование оптимальных составов тампо-нажных цементов. М.: Недра, 1978. - 293 с.

51. Абрамович Г. Н. Теория турбулентных струй. М.: Физматгиз, 1960.-715 с.

52. Дерягин Б. В., Чураев Н. В., Муллер В. М. Поверхностные силы. -М.: Наука, 1987.-398 с.

53. Зеленин А. Н., Веселое Г. М., Конюшин Ю. Г. Закономерности разрушения горных пород струей воды при давлении до 2000 атм. М.: Угле-техиздат, 1958. -213 с.

54. Овечкин А. И., Пиняева Н. В. Промывочные жидкости с тампонирующими свойствами на цементной основе // Тр. конф. по вопросам технологии цементирования скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1970. - 198 с.

55. Галеев Р. Г. Повышение выработки тудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. М.: КУБК-а, 1997. 352 с.

56. Петров Н. А., Кореняко А. В., Типикин С. И. и др. Конструкции забоев скважин в геолого-технических условиях Ноябрьского региона. Обзор, информ. М.: ВНИИОЭНГ, 1997. С. 68.

57. Щуров В. И. Технология и техника добычи нефти. Учебник для вузов. М„ Недра, 1983,510 с.

58. Зайнуллин А. К, Окнин В. Г. Прогнозирование производительности горизонтальной скважины (ГС) в условиях реальной залежи нефти при водонапорном режиме / НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, 1993. С. 7-11.

59. Михайлов Н. Н. Изменение физических свойств горных пород в околоскважинных зонах. М.: Недра, 1987. - 152 с.

60. Ашрафъян М. О., Лебедев О. А., Саркисов Н. М. Совершенствование конструкций забоя скважин. М.: Недра, 1987. - 156 с.

61. Цырин Ю. 3., Ванифатъев В. И. Крепление скважин с применением проходных пакеров. М.: Недра, 1987. - 128 с.

62. Шахмаев 3. М., Рахматуллин В. Р. Технология заканчивания скважин.-Уфа, 1996.- 190 с.

63. Тагиров К. М., Гноевых А. Н., Лобкин А. Н. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями. М.: Недра, 1996. - 183 с.

64. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений: Муравьев И. М. и др. Изд. 3-е, переработанное и дополненное. М.: Изд-во «Недра», 1970. 448 с.

65. Абдулин Ф. С. Добыча нефти и газа. Учебное пособие для рабочих. М.: Недра, 1983. - 256 с.

66. Булатов А. К, Данюшевский В. С. Тампонажные материалы: Учебн. пособие для вузов. М.: Недра, 1987. - 280 с.

67. Крепление высокотемпературных скважин в коррозионно-активных средах / В. М. Кравцов, Ю. С. Кузнецов, М. Р. Мавлютов, Ф. А. Агзамов. М.: Недра, 1987. - 190 с.

68. IV Республиканская конференция по физикохимии, технологии получения и применения дисперсных систем, промывочных жидкостей и там-понажных растворов (Ивано-Франковск, 27-30 сентября 1977 г.). Тезисы докладов. Киев: Наукова думка, 1977. - 176 с.

69. Аверьянов А. П., Миронов В. Г. Разобщение пластов при заканчивании скважин открытым забоем. Тюмень: Издательство «Вектор Бук», 2001. - 80 с.

70. Проведение ремонтно-изоляционных работ в скважинах в сложных гидродинамических условиях / В. А. Блажевич, В. А. Стрижнев II Обзор, ин-форм. Сер. Нефтепромысловое дело. -М.: ВНИИОЭНГ, 1981. Вып. 12. - 55 с.

71. Загиров М. М. Повышение эксплуатационной надежности скважин // Обзор, информ. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. -М.: ВНИИОЭНГ, 1983. 24 с.

72. Зозуля Г. П., Клещенко И. И., Гейхман М. Г., Чабаев Л. У. Теория и практика выбора технологии и материалов для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах: Учебное пособие. Тюмень: ТюмГН-ГУ, 2002. - 136 с.

73. Юмадилов А. Ю. Изоляция пластовых вод. М.: Недра, 1976.112 с.

74. Вершинин Ю. Н., Возмителъ В. М., Кошелев А. Т. и др. Состояние и пути совершенствования водоизоляционных работ на месторождениях Западной Сибири. М.: ВНИИОЭНГ, 1992. - 64 с.

75. Грубое А. И., Анваров А. А., Старое О. Е. и др. Комплексное воздействие на призабойную зону нефтяных скважин // Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии / Тр. БашНИПИнефть. № 96. - Уфа, 1999. - С. 37-40.

76. Ишкаев Р. К Комплекс технологий по выработке остаточных запасов нефти. 2-е изд., перераб. Уфа: Тау, 1999. - 304 с.

77. Ишкаев Р. К, Аверьянов А. П., Ханипов Р. В. и др. Состояние и перспективы повышения качества изоляционных работ при заканчивании и эксплуатации скважин // ПТНПИЖ. Нефть Татарстана. 2000. - № 2. - С. 12-14.

78. Амиян В. А., Васильева Н. П., Джавадян А. А. Повышение нефтега-зоотдачи пластов путем совершенствования их вскрытия и освоения // Обз. инфор. Сер. Нефтепромысловое дело. -М.: ВНИИОЭНГ, 1977. 80 с.

79. Крылов В. И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. М.: Недра, 1980. 304 с.

80. Выжигин Г. Б. Влияние условий вскрытия пластов и заканчивания скважин на продуктивность // Нефтяное хозяйство. 1985. № 5. С. 45^48.

81. Стрельцов Е. В., Казакевич Э. В., Пономаренко Д. И. Крепление горных выработок угольных шахт набрызгбетоном. М.: Наука, 1987. 398 с.