Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка методов предупреждения, исследования и контроля межколонных проявлений на скважинах Астраханского ГКМ

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка методов предупреждения, исследования и контроля межколонных проявлений на скважинах Астраханского ГКМ"

На правах рукописи

Для служебного пользования экз. Ж

1 $! П ; Г«« М

ФАТТАХОВ ЗАФИР МУНИРОВИЧ

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ, ИССЛЕДОВАНИЯ II КОНТРОЛЯ МЕЖКОЛОННЫХ ПРОЯВЛЕНИЙ НА СКВАЖИНАХ АСТРАХАНСКОГО ГКМ

Специальность: 25.00.15 «Технология бурения и освоения скважин»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученом степени кандидата технических наук

Уфа 2001

Работа выполнена в Газопромысловом управлении ООО «Астрахань! аз-пром» и Уфимском государственном нефтяном техническом университете

Научный рукояодитель: доктор технических наук, профессор

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

В.Н. Поляков

кандидат технических наук

Л.А. Чезлов

Ведущая организация - ЗАО «Астрахапьнефтепром»

Защита состоится « 16 » мая 2001 г. в 11 часов 30 мин. на заседании дис-сергашюнного сонета Д 212. 289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете но адресу: <150062, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета

Автореферат разослан «II» апреля 2001 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

док юр фтнко-матемагнческнх наук '

Ф.А. Агзамов

Научный консультант, кашшдаг технических наук, доцент

В.Г. Тихонов

профессор

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы. Анализ промысловых данных по основным нефтегазодобывающим регионам показывает, что число скважин, особенно газовых, в которых возникают межколонные флюидопроявления, очень велико. Особую актуальность проблема обеспечения герметичности межколонного пространства (МКП) скважин приобретает на газовых и газоконденсатных месторождениях, пластовый флюид которых содержит агрессивный и токсичный сероводород. Между тем количество открытых и разрабатываемых сероводо-родсодержащих месторождений неуклонно возрастает. Так, только в северной бортовой зоне Прикаспийской впадины находится более десятка крупных месторождений углеводородного сырья с высоким содержанием сероводорода.

При разработке подсолевых залежей нефти и газа Прикаспийской впадины особо опасным следует признать негерметичность МКП скважин с гидродинамической связью устья и продуктивных отложений. Появление в МКП скважин пластового флюида со значительным содержанием токсичных и коррози-онно-активных компонентов (НгЗ и С02) может привести к коррозии обсадных труб, снижению их механической прочности, т.е. к возникновению аварийной нерегулируемой ситуации, что следует рассматривать как весьма серьезную экологическую угрозу.

Наибольшее содержание Нтй отмечено в пластовом флюиде Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ). Предупреждение, контроль и ограничение интенсивности межколонных флюидопроявлеинй изоляционного комплекса скважин АГКМ является важнейшим звеном в решении проблемы обеспечения эколого-безопасных условий функционирования скважин.

Актуальность темы диссертации подтверждается результатами выполненной в 1997 г. РАО «Газпром» «Экспертизы технического состояния, определения остаточного ресурса и условий безопасной эксплуатации скважин, трубопроводов и промыслового оборудования Астраханского ГКМ», согласно которым вопрос крепления скважин и предупреждения межколонных давлений (МКД) на АГКМ не решен.

Цель работы

Целью работы является повышение надежности скважин и охрана окружающей среды от загрязнения при миграции пластовых флюидов по межколонному и заколонному пространствам.

Задачи работы

1. Установление основных факторов, определяющих появление межколонных давлений на скважинах АГКМ.

2. Обоснование и разработка технико-технологических мероприятии по предупреждению межколонных давлений.

3. Разработка комплексной технологии исследований и контроля межколонных флюидопроявлений при строительстве и эксплуатации скважин.

Научпап новизна

1. Впервые на основе статистического анализа геолого-технологических условий и параметров строительства, цементирования, освоения, эксплуатации скважин и промыслового материала по состоянию МКП установлены факторы, определяющие возникновение МКД на скважинах АГКМ. Выявлена прямая связь наличия и значения МКД с глубиной спуска 244,5мм технической и эксплуатационной колонн. Выявлено, что значимое влияние на возникновение МКД оказывают механические воздействия на обсадную колонну.

2. Доказано, что применяемая конструкция скважин на АГКМ не обеспечивает полной изоляции нефтяных, газовых и водоносных пластов и приводит к возникновению осложнений в виде межколонных флюидонроявлений и высоких МКД.

3. Обоснованы требования к технологии и материалам, используемым при первичном цементировании и обеспечивающим предупреждение миграции пластового флюида по МКП; разработан состав вязкоупругой герметизирующей смеси (ВУГС) и способ цементирования, обеспечивающий долговременную герметизацию МКП скважин.

4. Впервые разработаны критерии предельного состояния изоляционного комплекса скважин АГКМ и принципы классификации скважин с МКД но степени опасности. Установлено, что надежным способом оценки степени опасности МКП, а также условием правильного выбора метода воздействия на МКП с высокими давлениями и сложным составом межколонного флюида, является определение емкостно-фильтрационных характеристик источника давления и структурных особенностей системы проводящих путей МКП.

Практическая ценность. Полученные результаты статистической обработки данных объясняют причины МКД и позволяют разработать мероприятия по их предупреждению с учетом наиболее значимых факторов, влияющих па возникновение МКД на скважинах АГКМ.

Применение предложенной конструкции скважин способствует повышению надежности изоляции пластов с АВПД.

Разработанный способ цементирования эксплуатационной колонны с установкой ВУГС позволяет создать непроницаемый барьер для миграции пластового флюида по МКП.

Созданная в виде модели скважины специальная установка дает возможность проводить испытания герметизирующих составов в условиях, приближенных к скважинным.

Комплексное применение разработанной технологии исследований и контроля МКП позволяет уже на ранней стадии развития определить источник МКД, пути миграции межколонного флюида в МКП, получить информацию о физико-химическом состоянии столба межколонного флюида, измерить емко-стно-фильтрационные показатели, определить газогидродинамический тип источника притока и оперативно рекомендовать мероприятия по контролю, ликвидации и ограничению МКД.

Реализация работы в промышленности. Результаты проведенных исследований:

1. Использовались при проведении работ по исследованию, контролю, ограничению и предупреждению М1СД на фонде скважин АГКМ (1993-2000 гг.) и на скважинак месторождения «Белый тигр» СП «Вьетсоппетро» (2000 г).

2. Позволили с достаточной степенью надежности обеспечить безопасное функционирование скважин с МКД.

3. Послужили основанием для внесения в проект разработки и освоения АГКМ мероприятий по контролю за охраной недр и окружающей среды, выполнения промыслово-исследовательских работ по установлению степени экологической опасности скважин, определения источников, интенсивности и состава межколонных проявлений, позволивших оцепить возможность эксплуатации скважин и обоснования комплекса ремонтио-восстановительных работ.

4. Использовались при разработке стандартов предприятия «Астрахань-газпром» по исследованию, контролю и ограничению МКД.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались:

- на научно-технической конференции «Проблемы экологически безопасных технологий разведки, разработки и эксплуатации глубокопогружеиных месторождений со сложным составом пластовой смеси» (Астрахань, 1991 г.);

- на научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (Москва, 1999 г.);

- на конференции молодых ученых и специалистов, посвященной 50-летию ВНИИГАЗа (Москва, 1999 г.);

- на расширенном научно-техническом совещании ООО «Астрахаиы аз-пром» (протокол от 06.09.2000 г.);

- на Международной конференции «Проблемы добычи и переработки нефти и газа в перспективе международного сотрудничества ученых Каспийского региона (Астрахань, 2000 г.);

- на II Международном симпозиуме «Наука и технология углеводородных дисперсных систем» (Уфа, 2000 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 9 работ, получено 1 авторское свидетельство на изобретение, 2 патента.

Структура н объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающего 114 наименований, приложений. Изложена на 163 страницах машинописного текста, содержит 51 рисунок, 17 таблиц.

В процессе выполнения исследований автор пользовался советами и консультациями своего научного руководителя, доктора технических паук, профессора Ф.А. Агзамова, научного консультанта, кандидата технических шп-к. доцента В.Г.Тихонова, которым автор глубоко благодарен. Считает своим долгом выразить признательность кандидату химических наук Г Р.Вагнер, кандидату технических наук доценту Р.М.Сакаеву, оказавши.и помощь « ропоте над диссертацией.

Автор признателен своим коллегам, работающим в Газопромысловом управлении, АНИПИгаз, ДОО <(Лстраханьбургаз», за содействие при подготовке диссертации.

Содержание работы

Во введении обосновывается актуальность работы, изложены цель и основные задачи исследований, научная новизна, практическая ценность и реализация работы в промышленности.

В первой главе приводятся особенности геологического строения и технологии строительства скважин, анализ состояния фонда скважин на АГКМ, анализ изученности рассматриваемой проблемы.

Горно-геологическое строение АГКМ имеет характерные особенности. Продуктивный башкирский ярус содержит в пластовом флюиде агрессивный и высокотоксичный Н2Э, а также С02. Пластовая температура на глубине 4100 м достигает 120°С, а начальное пластовое давление оценивается в 63 МПа. Самостоятельно выделяется интервал залегания сакмаро-артинских отложений, являющихся экраном для продуктивной толщи (покрышкой). Отложения сложены плотными аргиллитами, которые трудно разбуриваемы и являются репером перед вскрытием продуктивной толщи. Мощность отложений 60-70 м. Выше залегают нефтегазонасыщенные пласты филипповской толщи, отличающиеся наличием АВПД в породах-коллекторах. Пластовое давление, замеренное на ряде скважин, составляет от 72,0 до 88,8 МПа.

Над породами филипповского горизонта залегает иреньская толща рапо-носных пластов с АВПД. При строительстве скважин из рапоносных отложений были получены рапопроявления различной интенсивности (на более чем 35 скважинах). Дебиты в некоторых скважинах были настолько значительны, что пришлось эти скважины ликвидировать. Основным источником поступления рапы являются межсолевые сульфатно-терригенные прослои с коэффициентом аномальности до 2,15.

Газонефтенасыщенные отложения триаса надсолевого комплекса также обладают АВПД; пластовое давление в них достигает 68,0 МПа. При бурении пермотриасовых отложений имели место газонефтепроявления, поглощения бурового раствора, прихваты бурильного инструмента, затяжки из-за обильных обвалов пород.

Таким образом, задача создания герметичного изоляционного комплекса в значительной степени осложнена одновременным присутствием в разрезе га-зонефтепроявляющих отложений триаса, рапопроявляющих пропластков кун-гурского яруса, нефтегазопроявляющих отложений филипповского горизонта и продуктивного башкирского горизонта.

На начало 2000 года из 166 скважин, находящихся на балансе ГПУ ООО «Астраханьгазпром», 68,7 % скважин имели давление между второй технической и эксплуатационной колоннами. При этом наибольшее количестве скважин с МКД (88,3 %) отмечено в действующем фонде. Межколонные дав ления характеризуются высокими значениями и достигают 30 МПа и более Восстановленное значение МКД выше 10 МПа имеют 32 скважины, в т.ч. 1 I скважин имеют МКД 25 МПа и более.

Анализируя динамику возникновения и развития МКД на скважинах экс плуатационного фонда АГКМ, необходимо отметить неуклонное повышение

количества скважин с МКД во времени - с 46,5 % в 1991 г. до 76,0 % па 01.01.2000 г., причем эта тенденция распространяется на все группы скважин, вне зависимости от технических и технологических особенностей цементирования эксплуатационных колонн. Особую тревогу вызывает рост количества скважин с наличием в межколонном пространстве сероводорода (с I скважины в 1991 году до 16 скважин в 1999 году).

Среди причин появления МКД исследователями выделяются: низкая степень вытеснения бурового раствора из заколонного пространства, неудовлетворительные технологические свойства тампонажного раствора, усадочные деформации на ранних стадиях твердения, термодеструкционные процессы, проходящие в цементном камне при высоких температурах и давлениях, уязвимость цементного камня при воздействии кислых компонентов пластового флюида.

В связи с этим на стадии разведки и разбуривания АГКМ при креплении скважин были применены различные мероприятия, включающие установку наружных обсадных пакеров, ограничение высоты подъема тампонажного раствора за эксплуатационной колонной с целью создания постоянного противодавления на проявляющий пласт, применение двухступенчатого цементирования с использованием муфт МСЦ, внедрение пластифицированных тампонаж-ных систем с малыми усадочными деформациями, расширяющихся тампоиаж-ных материалов с высокой сероводородостойкостыо, увеличение зазора в кольцевом пространстве за счет применения эксплуатационной колонны меньшего диаметра.

Несмотря на широкое внедрение вышеуказанных мероприятий и опробование других (применение обратного способа цементирования, расхаживанне эксплуатационной колонны при цементировании, применение буферных систем с улучшенными технологическими свойствами), проблема предупреждения межколонных проявлений не решена. Проведенный в работе анализ позволил выявить следующее:

1) Применяемые при цементировании скважин на АГКМ техннко-технологические и физико-химические мероприятия имеют низкую эффективность и не предотвращают возникновение межколонных флюидопроявленнн. На ряде скважии МКД появляется не сразу после цементирования, а через некоторый промежуток времени. Это свидетельствует о том, что каналы миграции образовались в результате воздействия па изоляционный комплекс. Следовательно, для решения проблемы МКД в первую очередь необходимо было провести анализ и выявление основных лричии МКД, оценивая при этом все факторы, способствующие образованию флюидопроводяшнх каналов, - геологические, технико-технологические, физико-химические, механические.

2) На основе выявленных значимых факторов, которые предопределяют появление МКД на скважинах АГКМ, необходимо провести исследования но разработке методов предупреждения межколонных проявлений и долговременной герметизации МКП.

3) Нет надежных методов диагностики МКД. Применяемые традиционные методы промысловой геофизики не позволяют оценить параметры межко-

лонного проявления и определить причину их возникновения. Необходима методика исследований и классификации скважин с МКД, пользуясь которой можно было бы надежно определить источник, пути перетока и степень опасности межколонного проявления для правильного выбора способа ликвидации или ограничения данного осложнен™.

Исходя из изложенного, были сформулированы цель и задачи работы.

Вторая глава посвящена выявлению значимых факторов, определяющих появление МКД на скважинах АГКМ.

Впервые по АГКМ был собран фактический материал по геолого-технологическим условиям и параметрам строительства, освоения, эксплуатации скважин, промысловый материал по состоянию межколонных пространств и проведен анализ массива данных с использованием методов математической статистики.

Анализ проведен по массиву, включающему все скважины эксплуатационного фонда ГПУ ООО »Астраханьгазпром» (130 скважин) и все скважины наблюдательного фонда, на которых спущена и зацементирована эксплуатационная колонна (11 скважин). Анализируемые данные включали в себя:

1) зависимые факторы (результативные показатели) - наличие МКД (без учета МКД, связанных с негерметичностью устьевого оборудования) и величина МКД (стабилизированное значение МКД без учета температурных воздействий);

2) независимые факторы - подверглись анализу все геологические, технико-технологические, физико-химические и механические факторы, степень влияния на возникновение МКД которых можно оценить статистическими методами анализа.

Обработка массива данных, проведенных с использованием прикладной программы БТАТОЯАРНГСЗ, позволила подтвердить низкую эффективность технических и технологических мероприятий, применяемых при первичном цементировании эксплуатационных колонн и выявить факторы, которые оказывают значимое влияние на возникновение МКД. Установлено, что наиболее значимое влияние на возникновение МКД оказывает конструкция скважин -выявлена прямая связь наличия и значения МКД, типа межколонного флюида, а также разрушение эксплуатационной колонны с глубиной спуска 244,5мм технической колонны. Выявлено обязательное появление МКД, характеризующихся высокими значениями, при конструкции скважин с открытым забоем.

Установлена прямая зависимость между МКД и механическим воздействием в эксплуатационной колонне, причем основными факторами являются работа долотом, аварийные работы с подземным оборудованием.

Выявлено, что влияние факторов технологии цементирования обусловлено прежде всего низкой степенью вытеснения бурового раствора из заколонно-го пространства.

Установлена также зависимость МКД от двух геологических факторов, которыми являются мощность терригенных пропластков кунгурских отложений и проявление кунгурских отложений при строительстве скважин.

Полученные в ходе анализа регрессионные модели с включением вышеуказанных факторов обладают высокой статистической значимостью и объясняют 61,3% причин появления МКД.

Таким образом, для предупреждения МКД необходимо совершенствовать конструкцию скважин и разработать технологию цементирования, позволяющую создать условия для закупоривания образующихся каналов в МКП и получить долговременный непроницаемый барьер для пластового флюида.

В третьей главе изложены новые технико-технологические решения по предупреждению межколонных давлений на скважинах АГКМ.

При существующей конструкции со спуском башмака 244,5мм технической колонны в хемогенную толщу происходит прорыв рапы через башмак з пространство между 244,5мм технической и эксплуатационной колоннами. Прорыв рапы нами объясняется:

- низким качеством цементного кольца за 244,5мм технической колонной вследствие наличия каверн в солевых отложениях, невозможности создания равномерного цементного кольца, текучести солей;

- образованием вторичных каналов вследствие механического воздействия на техническую колонну и цементное кольцо за ней в ходе технологических операций при разбуривании отложений филипповского горизонта, сакмаро-артинска, продуктивного горизонта и сдвига колонны от осевых деформаций в процессе опрессовки, температурных колебаний, перепадов давлений из-за отсутствия упора для башмака колонны в солевых отложениях.

Кроме того, в случае спуска 244,5 мм технической колонны в хемогенную толщу эксплуатационная колонна находится в высокомннерализованной среде, на нее действует горное давление и при сосредоточенной нагрузке происходит ее деформация, а также получается низкое качество цементного кольца за эксплуатационной колонной из-за использования минерализованной воды затво-рения, причем при цементировании всего интервала эксплуатационной колонны.

Конструкция скважины с открытым забоем также способствует появлению МКД, что объясняется образованием флюидопроводящих каналов на контакте «обсадная колонна - цементный камень» при длительном бурении ствола скважины из-под башмака эксплуатационной колонны роторным способом (продолжительность разбуривания сакмаро-артинских и продуктивных отложений составляет до 2 мес. и более).

Промысловые наблюдения подтверждают вышеуказанные объяснения. Все скважины, на которых 244,5мм техническая колонна спущена выше кровли сакмаро-артинских отложений, а эксплуатационная колонна спущена в сакма-ро-артинские отложения, имеют МКД. Высокие значения МКД на этих скважинах (до 25 МПа и более), непрекращающийся излив рапы при стравливаниях свидетельствуют о наличии проточного канала, связывающего рапоносиый горизонт с устьем скважины. Кроме того, исследования состояния обсадных колонн в ходе капитальных ремонтов подтвердили, что главной причиной смятия эксплуатационных колонн является спуск 244,5мм технической колонны в солевые отложения.

Значимое влияние на возникновение МКД оказывает и диаметр эксплуатационной колонны. В ходе обработки массива Данных, изложенных в главе 2, выявлена положительная статистическая связь между наличием МКД и диаметром эксплуатационной колонны. С увеличением диаметра эксплуатационной колонны увеличивается и вероятность возникновения МКД. Мы объясняем это некачественным вытеснением бурового раствора при весьма малом кольцевом зазоре между эксплуатационной и технической колоннами. Данное объяснение подтверждается и практическими наблюдениями. При цементировании 177,8мм эксплуатационных колонн наблюдается большее расхождение расчетного и вытесненного на устье бурового раствора, чем при цементировании 168,3мм эксплуатационных колонн.

Таким образом, для предупреждения межколонных давлений необходима конструкция скважин, которая позволяет:

- создать за башмаком 244,5 мм технической колонны в интервале залегания плотных пород с номинальным диаметром ствола равномерное и качественное цементное кольцо;

- ограничить механические воздействия на 244,5мм техническую колонну и цементное кольцо за ней;

- цементировать эксплуатационную колонну на пресной водезатворения;

- предотвратить коррозию и смятие труб эксплуатационной колонны п интервале залегания солей;

- исключить механические воздействия на эксплуатационную колонну и цементное кольцо в виде разбуривання цементного стакана, элементов низа эксплуатационной колонны и бурения ствола скважины из-под башмака эксплуатационной колонны;

- исключить осевые деформации обсадных колонн, возникающие в процессе цементирования, опрессовок и других технологических операций.

Для достижения вышеизложенного нами предлагаются следующие изменения в существующей конструкции скважин:

1) 244,5 мм техническая колонна должна полностью перекрывать хемо-генную толщу с установкой башмака в подошве сакмаро-артинскнх отложении. Башмак колонны должен упираться на забой. Обязательна установка необходимого количества центраторов в интервале залегания филипповского горизонта и сакмаро-пртинских отложений;

2) эксплуатационная колонна входит в продуктивную толщу башкирских отложений с установкой башмака на 15-20 м выше газоводяного контакта. Башмак колонны должен упираться на забой. Обязательна установка центраторов в интервале залегания продуктивного горизонта и башмака 244,5 мм технической колонны;

3) необходимо применить эксплуатационную колонну меньшего дна-метра (168,3 мм).

Предложенная конструкция скважин ограничивает влияние технических и механических воздействий на изоляционный комплекс, но полностью их не исключает. Избыточные давления в процессе эксплуатации скважин могут способствовать образованию вторичных путей перетока в МКП. Данный вывод

подтверждается промысловыми наблюдениями. Например, на ряде скважин, не имевших МКД, после появления высоких избыточных давлении в затрубном пространстве (разгерметизация лифтовой колонны, элементов подземного оборудования, уплотнений устьевого оборудования) возникали МКД. Ранее изложенный анализ и статистическая обработка массива также показали, что применяемые тампонажные материалы и технология цементирования не предотвращают образование миграционных каналов и не обеспечивают герметичность МКП.

Это создает предпосылку к тому, что при первичном цементировании обсадных колонн необходимо создать условия, позволяющие герметизировать неизбежно образующиеся каналы в межколоцном пространстве после операции по цементированию и дальнейшей эксплуатации скважины. Следовательно, технология цементирования обсадных колонн должна предусмотреть создание герметизирующего и непроницаемого барьера в виде пакера над проявляющим пластом. Причем пакер не должен быть гидравлическим или механическим, т.к. практика применения показала их неэффективность (88,4% скважин АГКМ, в конструкцию которых входит заколонный пакер, имеют МКД). Кроме того, такой пакер не герметизирует возникающие флюидопроводяшие каналы. Пакер должен обладать вязкоупругими свойствами и в начальный период гидратации тампонажного материала вследствие своих вязкоупругнх свойств должен воспринимать давление вышележащей тампонажной суспензии, сжиматься и плотно прилегать к стенкам обсадной колонны. При этом в заколонном пространстве создаются нормальные условия для твердения верхней порции тампонажного раствора. Падение порового давления тампонажной суспензии в процессе ее гидратации компенсируется давлением в вязкоупругом герметизирующем составе (ВУГС), что предотвращает депрессию на пласт и, следовательно, - миграцию пластового флюида по МКП.

При этом ВУГС, находясь под высоким давлением и обладая пластическими и герметизирующими свойствами, проникает в каналы цементного камня и закупоривает их, предотвращая флюидоперетоки. Состав ВУГС должен обладать необходимыми технологическими свойствами (стабильность структуры при высоких температурах, коррозионная стойкость в агрессивных средах, наличие наполнителей - кольматантов разного фракционного состава) и сохранять герметизирующую способность в течение длительного времени.

Для проведения лабораторных исследований по разработке состава ВУГС и исследования его герметизирующих свойств разработана и изготовлена специальная установка, позволяющая создать условия, приближенные к скважнн-иым. Установка состоит из 73 мм вертикальной насосно-компрессорной трубы длиной 100 см, собранной из двух частей с оборудованием для создания, восприятия и записи давления, для регулируемой подачи газа или жидкости, расположенных у приведенных точек.

В ходе лабораторных исследований нижняя часть трубы была заполнена цементным раствором на основе тампонажного портландцемента Новороссийского завода, не содержащим никаких добавок, регулирующих его свойства. В среднюю часть трубы был установлен ВУГС на основе полиакрилампда (ПАА)

1,5% - ной концентрации, сшитого сернокислым алюминием A12(S04)j 20% -ной концентрации. Для повышения закупоривающих свойств в состав ВУГС был введен в качестве кольматирующего наполнителя немолотый кварцевый песок. В верхнюю часть трубы был залит цементный раствор. После твердения в течение 48 часов при температуре 75°С через нагнетательный кран нижней части трубы было создано давление газом. При давлении 0,7 МПа в интервале нахождения ВУГС появилось давление, т.е. началось прохождение газа через нижний интервал цементного камня. Через 90 мин рост давления в средней части трубы прекратился и составил 0,5 МПа. Наличие разницы между подаваемым снизу давлением и давлением в средней части объясняется упругими свойствами ВУС.

В течение 1 суток нахождения модели под давлением в верхней части трубы газ не появился. После этого давление газа было поднято до 1 МПа. Дальнейшее повышение давления осуществлялось на 1 МПа через каждые 24 часа. Средняя часть трубы при этом с большой интенсивностью, почти мгновенно, воспринимала любое повышение давления газом снизу. При достижении давления газа 5 МПа и нахождении модели при таком давлении в течение 7 суток газопрорыва в верхнюю часть трубы не было. Далее был продолжен подъем давления в нижней части модели. При достижении давления 13 МПа последнее превысило силу сцепления цементного камня с трубой и опыт был прекращен. Газопрорыв в верхнюю часть трубы не получен.

Результаты экспериментов показали, что в нижней части трубы, зацементированной по традиционной технологии, образовался микроканал и давление газопрорыва оказалось низким. В верхней части трубы ВУГС под действием газа, мигрирующего через нижний интервал цементного камня, проникает в образовавшиеся каналы, закупоривает их, за счет чего исключается прорыв газа на поверхность.

Дальнейшие исследования подтвердили результаты первоначальных опытов. Было установлено, что высокой герметизирующей способностью, стабильностью свойств при высоких температурах и коррозионно-активных средах обладает вязкоулругий состав, включающий, массовые доли %: товарный 8% - ный ПАА - 20...30; хромпик - 0,15.„0,5; сернокислый алюминий - 20...40; кольматант - наполнители: немолотый кварцевый песок - 5... 10; диэтиленгли-кольаэросил - 1... 1,5; вода - остальное.

Результаты экспериментов с применением подобранного состава позволили разработать способ цементирования скважин (а. с. 1454952 Е21В 33/13) с установкой за эксплуатационной колонной вязкоупругого герметизирующего пакера высотой 100 - 150 м, располагающегося над муфтой ступенчатого цементирования (патент РФ 2018629 Е21В 33/13). Описание технологии цементирования, обеспечивающей долговременную герметизацию МКП, приведено в главе 5.

В четвертой главе изложена сущность разработанных методов исследований и контроля МКД при строительстве и эксплуатации скважин.

МКД могут иметь различную природу и в зависимости от этого требуют дифференцированного подхода к оценке состояния крепи скважины на предмет

ликвидации, консервации или дальнейшей ее эксплуатации. К сожалению, до настоящего времени не существует методики исследований и классификаций скважин с МКД, пользуясь которой, можно было бы надежно определить источник, пути перетока и степень опасности межколонного проявления и на этой основе сделать правильный выбор способа ликвидации или ограничения данного осложнения.

Классификация скважин с МКД должна позволять по совокупности объективных признаков охарактеризовать степень опасности межколонных давлении, создаваемых источником любой природы, при этом рассматривая вероятность действия на устье МКП множественных источников давления.

Характерными признаками принадлежности МКД к определенному классу опасности могут служить:

а) основной компонент межколонного флюида;

б) гидродинамический тип источника МКД;

в) предполагаемый источник МКД.

В результате типизации групп скважин по химическому составу нами выделено б химических типов источника притока или основного компонента, заполняющего МКП:

1) минерализованная вода плотностью менее 1,1 г/см3;

2) минерализованная вода плотностью более 1,1 г/см';

3) углеводородный газ;

4) углеводородная жидкость или нефть;

5) глинистый (буровой) раствор;

6) присутствие в пробе Н33 или продуктов его взаимодействия с цементным камнем.

Вывод о соответствии химического состава отобранного на устье межколонного флюида таковому источнику давления предлагается получать с учетом расчета «материального баланса» компонентов, внесенных в МКП и стравленных через выводы на устье за период времени наблюдений за скважиной.

Для оценки степени опасности МКД и принятия своевременных мер к его устранению нужна также информация о структуре проводящих путей в МКП скважин, о емкостно-фильтрационных характеристиках МКП и напорных источников, о фазовом состоянии фильтрующихся флюидов в зависимости от температуры, давления, режима работы скважины, о степени взаимодействия затрубного и межколонного пространств. Для получения вышеуказанных сведений нами предлагается проведение газогидродинамических исследований и отнесение скважин к определенному газогидродинамическому типу методом последовательного проведения серии замеров кривых падения давления (КПДмкп) и кривых восстановления давления (КВДмкп) с сопоставлением объемов и химического состава вышедшего межколонного флюида по каждой серии.

Обработка данных по КВДмкп проводится аналогично выполняемой для построения кривых восстановления забойного давления, измеряемого на устье скважины, а обработка данных по стравливаниям - по специально разработанной методике, основанной на получении графических зависимостей:

P =f(t), V=f(t). V/t =f(t), AP/Al =f(t), V/t =f(P), AV/At =f(PJ,

где P - давление в МКП скважины, МПа; V— объем стравливаемого флюида, см3; t - время стравливания флюида, с; Vit - абсолютная скорость истечения флюида, см3/с; AV/At - дифференциальная скорость истечения флюида, см3/с;

Далее проводится математическая обработка графических результатов с целью получения дополнительных табличных характеристик: Ртч - давление начала стравливания, МПа; Р (V/t)Max - давление при максимальной абсолютной скорости истечения флюида, МПа; Р (V/t)m„ - остаточное давление при стабилизированной скорости истечения флюида, МПа; (V/t) ж, - максимальная величина абсолютной скорости истечения флюида, см'/с; (V/t)M,n - минимальная величина абсолютной скорости истечения флюида, см3/с; (AV/At)тал - максимальная величина дифференциальной скорости истечения флюида, см3/с; (AV/At) тп - минимальная величина дифференциальной скорости истечения флюида, см'/с; (AV/At) к0„ - стабилизированная скорость истечения флюида при остаточном напорном давлении, см'/с.

По характеру и форме кривых, полученных при стравливаниях и восстановлении МКД, нами выделено четыре основных газогидродинамическнх типа (ГДТ) источников МКД, а также оценена емкостно-фильтрациопная способность МКП скважин (рисунок).

К первому ГДТ отнесены МКП скважин, для которых на КВДмкп характерен быстрый скачкообразный подъем начального давления и постепенное нарастание и стабилизация МКД до максимальных величин (кривая I на рисунке, а). Это свидетельствует о пристенном канальном притоке флюида по МКП из внешнего источника с большим емкостным запасом и высокой фильтрационной способностью. Продолжительное непрерывное истечение м/к флюида однородного фазового состава при стравливании МКД подтверждает наличие активного внешнего источника большой емкости - кривая I дифференциальной скорости истечения флюида (см. рисунок, б) практически параллельна оси абсцисс. Из других признаков этого типа можно отметить, что основные характеристики источника большой емкости, как правило, не зависимы от количества циклов стравливания н восстановления МКД.

Второй ГДТ на КВДмкп (кривая II на рисунке, а) характеризуется значительной протяженностью участка начального роста МКД и интенсивным набором его максимальных значений, как правило, после ряда волнообразных спадов максимума начального давления, что свидетельствует о существовании нескольких источников напорного давления и смешанном характере движения флюида в МКП, сопровождающегося фазовыми переходами. Кривая II, получаемая при стравливании МКД (см. рисунок, б), подчеркивает множественность источников небольшой емкости и невысокой энергии (общий наклон к оси абсцисс) и в то же время - наличие внешнего источника с высокими емкостно-знергетическимн характеристиками, который явно превалирует (выполажива-ние кривой до состояния параллельности осп абсцисс).

Третий ГДТ иллюстрируется полого восходящем КВДмкн (кривая Ш па рисунке, а) со средней продолжительностью как начального участка низкого давления, так п основного участка набора давления, часто имеющего ступенчато - волнообразную форму вплоть до наступления стабилизационного периода. Дифференциальная скорость при стравливании МКД (кривая Ш па рисунке, б) интенсивно падает до пуля за небольшой отрезок времени. Совокупность этих характеристик указывает на слабую связь МКП скважины с внешним источником притока и в то же время свидетельствует о существовании источников флюида смешанного фазового состава, расположенных в каналах неоднородного сечения и в экранированных линзах небольшой емкости в самом МКП.

Четвертый ГДТ КВД часто имеет форму восходящей ломаной линии (кривая IV на рисунке, а), что указывает па наличие внешних источников притока низкой емкости или кольматациоино-экранировапных на данный период и свидетельствует о резкой зависимости фильтрационных и энергетических свойств МКП от агрегатного и реологического состояния полифазного флюида, заполняющего трещины н матрицу МКП. Характер кривой дифференциальной скорости истечения при стравливании МКД (кривая IV на рисунке, б) подтверждает неоднородность гидравлического столба, связывающею устье скважины с глубоко расположенными напорными источниками.

В результате обобщения комплекса значимых геолого-технических факторов, изложенных в главе 2, и опыта более 10 лет исследований предложено проведение классификационного ранжирования источников МКД. Основной причиной возникновения МКД являются, прежде всего, естественные напорные источники:

1) продуктивный башкирский ярус, начальное пластовое давление в котором составляет 60,3 МПа;

2) нефтегазопасыщенные пласты филипповскоп толщи нпжиепермских отложений с пластовым давлением до 72 МПа;

3) рапоноспые сульфатно-терригенпые пропластки кунгура с коэффициентом аномальности до 2,15;

4) нефтегазопасыщенные отложения пермотриаса, пластовое давление в которых достигает 68 МПа.

Другой причиной развития МКД могут служить техногенные напорные

я)

«В«

б2_

-3:

Отличительные признаки источников МКД:

а — крипые восстановлении да плоит; б — крипые пядсиил диплпшн

источники перетока, образовавшиеся в результате поглощения бурового раствора в процессе бурения (создание в проницаемых пластах «наведенного АВПД»),

Источником МКД могут служить избыточные давления, развивающиеся непосредственно в МКП за счет фазовых переходов межколонного флюида сложного состава при изменении термобарических условий в скважине, что связано с термической деструкцией реагентов, содержащихся в защемленном буровом растворе и в цементном камне, с изменением состояния воды и структуры минералов, с изменением градиентов давлений по глубине в результате капиллярных и электроосмотических явлений.

Наконец, МКД могут быть следствием негерметичности эксплуатационной колонны или уплотнений устьевого оборудования.

Руководствуясь вышеописанными наиболее характерными признаками, предложена оценка состояния скважин с МКД исходя из 4-х классов опасности (таблица).

К I классу опасности относятся скважины, в которых предполагаемым источником МКД является продуктивный башкирский ярус, представляющий собой внешний однородный источник флюидопритока большой емкости и высокой энергии. Основными компонентами межколонного флюида является газообразный сероводород и углеводородный газ.

Ко II классу опасности относятся скважины, предполагаемыми источниками МКД в которых могут выступать филипповский или пермо-триасовый горизонты. Газогидродинамнческий тип этого класса предполагает также внешний однородный источник притока большой емкости или несколько источников притока с преобладанием внешнего источника высокой энергии. Основными компонентами межколонного флюида являются углеводородный газ, углеводородная жидкость, нефть, минерализованная вода плотностью менее 1100 кг/м3.

К III классу опасности относятся скважины, возможным источником МКД в которых являются рапоносные горизонты. Газогидродинамический тип предполагает наличие внешнего источника большой емкости или же несколько источников с преобладанием внешнего источника высокой энергии. Межколонный флюид в скважинах этого класса в основном представлен солевыми растворами различной плотности.

К IV классу опасности относятся скважины с МКД, газогидродинамический тип которых представляет собой внешние источники со слабой связью с межколонным пространством малой емкости или ряд источников в самом межколонном пространстве, являющих собой составные столбы смешанного флюида или линзообразные экранированные скопления. В качестве источников здесь выступают рапоносные пропластки, солевой техногенез, наведенные АВПД, фазовые переходы межколонного флюида при изменениях температуры. Основными компонентами межколонного флюида могут быть жидкие и газообразные углеводороды, минерализованная вода плотностью менее 1100 кг/м3, буровой раствор.

Классификация скважин с МКД по степени опасности

Характерные признаки принадлежности МКД к соот- | Класс опасности

ветствующему классу опасности | I II | III IV

1 .Предполагаемый источник МКД

1.1. АВПД продуктивного башкирского яруса + - - -

1.2. АВПД филипповского горизонта - + - -

1.3. АВПД раТюносных пропластков и солевой техногенез иреньского горизонта - - + +

1.4. АВПД пермотриасовых горизонтов - + - -

1.5. Наведенные АВПД - - - +

1.6. Фазовые переходы межколонного флюида при измене- - - - +

1.7. нии температуры Негерметичность обсадной колонны или уплотнений колонной головки + + - -

2. Газогидродннампческпй тип источника МКД

2.1. Внешний источник большой емкости и высокой энергии + + + -

2.2. Несколько источников с преобладанием источника вы- - + + -

2.3. сокой энергии Внешний источник со слабой связью с МКП и ряд источников в самом МКП - - - +-

2.4. Внешние источники малой емкости и экранированные источники в МКП - - - +

З.Основные компоненты межколонного флюида

3.1. Газообразный сероводород + - - -

3.2. Углеводородный газ + + - -

3.3. Углеводородная жидкость или нефть - + - +

3.4. Минерализованная вода плотностью более 1,1 г/см3 - - + -

3.5. Минерализованная вода плотностью менее !,1 г/см3 - + + +

3.6. Глинистый (буровой) раствор - - - +

Примечание. (+) - принадлежность признака к указанному классу опасности: (-) - отсутствие признака в указанном классе опасности.

Сочетание высоких величин МКД и возможной миграции агрессивных и коррозионно-активных флюидов в МКП скважин АГКМ требует конкретной оценки влияния этих факторов на работоспособность скважин с МКД и опреде-

лення основных критериев предельного состояния крепи, при переходе в которое необходимо временное или окончательное прекращение эксплуатации скважины как промышленного объекта.

Главным критерием предельного состояния крепи и скважины в целом на АГКМ следует считать интенсивный приток сероводородсодержащего пластового флюида по МКП от продуктивного пласта к устыо скважины, свидетельствующий о широком развитии коррозионных процессов в изоляционном комплексе скважины, вплоть до потери ею герметичности и несущей способности.

Другими критериями предельного состояния скважин предложено считать:

1) развитие в МКП давлений, превышающих прочностные характеристики эксплуатационной (на смятие) и второй технической (на внутреннее давление) обсадных колонн или превышающих давление гидроразрыва террнгенных пропластков в зоне башмака технической колонны - при наличии МКД между эксплуатационной и второй технической колоннами;

2) развитие в МКП давлений, превышающих прочностные характеристики второй технической (на смятие) и первой технической (на внутреннее давление) обсадных колонн, цементного кольца между ними или превышающих давление гидроразрыва горных пород в зоне башмака первой технической колонны - при наличии МКД между первой и второй техническими колоннами.

Согласно проведенным расчетам для скважин с МКД II, Ш и IV классов опасности критерием предельного состояния крепи выступает величина МКД, вызывающая гидроразрыв сульфатно-терригенных пропластков, расположенных в районе башмака 244,5 мм технической колонны (интервал 3750 - 3850 м). При этом для скважин Ш класса опасности предельно допустимая величина МКД составляет от 24,5 до 29,7 МПа (межколонный флюид - рапа), а для скважин II класса опасности - соответственно от 27,8 до 42,4 МПа (межколонный флюид - жидкие и газообразные углеводороды). Скважины IV класса опасности по значениям предельно допустимых МКД занимают промежуточное по-• ложенне между III и II классами: от 25,8 до 35,5 МПа (межколонный флюид -минерализованная вода или глинистый раствор).

В скважинах I класса опасности (межколонный флюид - углеводородный газ), имеющих минимальную репрессию на сульфатно-террнгешше лропласт-ки, в качестве критерия предельного состояния крепи может выступать МКД, превышающее критическое внутреннее давление для приустьевой части 244,5 мм технической колонны (34,1 МПа).

В пятой главе приведены результаты внедрения выполненных разработок при проведении работ по предупреждению, контролю и исследованию МКД на скважинах АГКМ, а также по исследованию причин МКД на скважинах месторождения «Белый Тигр» СП «Вьетсовпетро».

В ходе сбора и статистического анализа массива данных фонда скважин АГКМ выявлены и переданы геологическим и промысловым службам номера скважин, требующих постоянного контроля за МКП.

Па основании выявленных значимых факторов на ряде скважин установлена высокая вероятность наличия МКД. В ходе последующих работ по про-

верке достоверности прогноза на б скважинах выявлено наличие МКД (была забита лишь приустьевая часть МКП).

Приведена технология цементирования эксплуатационных колонн с установкой разработанного вязкоупругого герметизирующего состава.

Исследования по установлению источников МКД, классификации по степени опасности и определению методов ограничения МКД проведены более чем на 100 скважинах. На всех скважинах в результате многократных исследований определены восстановленные значения МКД, проведены химический и компонентный анализы межколонных флюидов, установлены емкостно-энергетические характеристики МКП, получена достоверная информация о напорном источнике МКД, установлена степень опасности скважины с МКД, рекомендованы меры по ограничению или ликвидации МКД.

В результате применения разработанных методов исследований и контроля своевременно установлена причина появления газа с H2S в МКП и определен порядок проведения работ на 27скважинах 1 класса опасности. В результате проведенных ремонтно-изоляционных работ на 22 скважинах наличие газа с H2S в МКП ликвидировано.

На 120 скважинах с МКД II, III, IV класса опасности выданы рекомендации по проведению работ с целью ограничения МКД. В результате проведенных работ на 26 скважинах МКД снижено до 0, на 19 скважинах МКД снижено значительно, на 29 скважинах работы продолжаются.

По всем скважинам, введенным в 1993 - 2000 гг., составлены и выданы соответствующим службам результаты проведенных исследований состояния МКП и рекомендации по их пуску и эксплуатации.

Для всех скважин действующего фонда АГКМ установлены предельно допустимые значения МКД, определяющие условия безопасной эксплуатации скважин.

На 5 скважинах месторождения «Белый Тигр» СП «Вьетсовпетро» проведены работы по диагностированию МКД, в результате которых на всех исследованных скважинах установлена причина МКД, скважины классифицированы по степени технологической опасности, рекомендованы меры по ликвидации МКД.

Для обеспечения практического внедрения выполненных исследований при участии соискателя:

- разработана (15.01.93 утв. ГП «Астраханьгазпром») «Инструкция по исследованию причин, определению источников межколонных давлений и классификации по степени их опасности» СТП 51-5780916-39-93;

- разработана (10.12.93 утв. ГП «Астраханьгазпром») «Инструкция по ведению изоляционных и изоляционно-ликвидационных работ на скважинах, расположенных на территории деятельности предприятия «Астраханьгазпром» СТП 51-5780916-47-93;

- разработаны (18.07.97 утв. РАО «Газпром») «Рекомендации по эксплуатации, консервации и ремонту скважин с межколонными давлениями на Астраханском ГКМ».

В приложениях приведены таблицы анализируемых факторов по сква жинам, таблицы.!! акты внедрения результатов диссертационных исследовании.

Основные выводы к рекомендации

1. Проведен статистический анализ массива данных по геолого-технологнческнм условиям и параметрам строительства, цементирования, освоения и эксплуатации скважин и установлены основные факторы, определяющие возникновение МКД на скважинах АГКМ. Выявлено, что наиболее значимое влияние на возникновение МКД оказывают:

1) Конструкция скважин. Установлена прямая зависимость возникновения МКД от глубины спуска 244,5мм технической и эксплуатационной колонн. От глубины спуска 244,5мм технической и эксплуатационной колонн зависит также величина МКД, тин межколонного флюида и состояние эксплуатационной колонны.

2) Факторы механических воздействий на изоляционный комплекс, связанные с особенностями строительства, эксплуатации и технического состояния скважин АГКМ. Работа долотом в эксплуатационной колонне и из-под башмака эксплуатационной колонны, аварийные работы с подземным оборудованием, состояние затрубного пространства предопределяют образование флюидопро-водящих каналов в МКГ1.

3) Технологические отклонения при цементировании эксплуатационных колонн, влияющие на степень вытеснения бурового раствора.

2. Установлено, что выявленные значимые факторы совместно с 2-мя геологическими факторами (мощность сульфатно-терригенных пропластков кунгурских отложешш и проявление кунгурских отложений при строительстве скважин) объясняют 61,3% изменчивости состояния МКП.

3. Доказано, что применяемая конструкция скважин на АГКМ не обеспечивает изоляцию пластов с АВПД и приводит к возникновению осложнении в виде заколонных флюидоперетоков и высоких межколонных давлений. Предложена конструкция скважин с изменением глубин спуска 244,5мм технической и эксплуатационной колонн и изменением диаметра эксплуатационной колонны, позволяющая повысить надежность изоляции нефтяных, газовых и рапоиосных пластов с АВПД.

4. Разработан способ цементирования скважин (а.с. 1454952 Е21В 33/13) с установкой вязкоупругого герметизирующего состава за обсадной колонной (патент РФ 2018629 Е21В 33/13), позволяющий создать благоприятные условия для твердения тамнопажного раствора и закупорить образующиеся каналы в МКП после цементирования и в процессе дальнейшей эксплуатации скважины.

5. Разработаны критерии предельного состояния изоляционного комплекса скважин АГКМ и предложена классификация состояния МКП скважин по степени опасности. Установлено, что надежным способом оценки степени опасности МКП, а также условием правильного выбора метода воздействия на МКП с высокими давлениями н сложным составом межколонного флюида является проведение газогидродинампческих исследовании и определение емко-

сгно-фильтрационных характеристик и структурных особенностей системы проводящих каналов МКП.

Комплексное применение предлагаемых разработок позволяет предупредить МКД в процессе первичного цементирования скважин, выявить причины и ликвидировать МКД в эксплуатационном фонде скважин, что обеспечивав! надежность работы скважин и способствует защите окружающей среды о г загрязнения.

Основные материалы диссертации опубликованы в следующих работах:

1. А. с. 1454952, M.Kri Е21В 33/13. Способ цементирования обсадных колонн/ М.Р. Мавлютов, П.С. Шмелев, B.D. Васильев, Ф.А. Агзамов, Ю.С. Кузнецов, З.М. Фаттахов. - Опубл. 30.01.89, Бюл.№48.

2. Установка для определения герметичности зацементированного зако-лонного пространства / Г.И. Журавлев, Б.П. Ванявкин, З.М. Фаттахов // Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Межвуз. науч. - темат. сб. - Уфа: УНИ, 1991.-С. 57-58.

3. Исследование кольматпрующеи способности вязкоупругих сис(ем/ Г.И.Журавлев, Б.П.Ванявкин, З.М.Фаттахов // Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Межвуз. науч. - темат. сб. - Уфа: У МИ, 1991. - С. 59 - б 1.

4. Фаттахов З.М. Влияние условии проводки и цементирования скважины на интенсивность первичных межколонных проявлений// Проблемы экологически безопасных технологий разведки, разработки и эксплуатации глубоконог-руженных месторождений со сложным составом пластовой смеси: Тез. докл. науч.- техн. конф. ТЕХНОГЕН-2,- Астрахань, 1991.- С. 36 - 37.

5. Технические средства для стравливания межколонных флюидов п ограничения межколонного давления/ JI.C. Шнайдер, А.Г. Филиппов, А.Е. Андреев, В.И. Гераськин, З.М. Фаттахов// Проблемы экологически безопасных технологий разведки, разработки и эксплуатации глубокопогруженных месторождений со сложным составом пластовой смеси: Тез. докл. науч.- техн. конф. ТЕХ-НОГЕН - 2. - Астрахань, 1991. - С. 58 - 59.

6. Пат. 2018629 РФ, Е 21 В 33/13, 33/12. Способ заканчивать скважин/ Г.И. Журавлев, Б.П. Ванявкин, Ф.А. Агзамов, З.М. Фаттахов. - Опубл. 30.08.94, Бюл. № 16.

7. Рекомендации по эксплуатации, консервации и ремонту скважин с межколоннымн давлениями на Астраханском ГКМ/ РАО «Газпром», П «Астра-ханьгазпром»/ Сост.: В.Г. Тихонов, Г.Р. Вагнер, Ю.И. Круглов, В.А. Цхай. Д.Р. Рамеева, И.Б. Иванова, Г.И. Заручаев, А.II. Башмакова, В.П. Горболетов, E.H. Рылов, А.Г. Филиппов, И.Г. Поляков, З.М. Фаттахов, B.C. Мерчева, В В. Басен-ко// Безопасность труда в промышленности. - 1998. - № 1, 2, 3, 4.

8. Проблема межколонных проявлений на сероводородсодержащих месторождениях/ З..М. Фаттахов, E.H. Рылов// Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России: Тез. докл. З-н науч.-техн. конф., посв.70-лет1чо Российского государственного университета нефти и газа им. U.M. Губкина. - М., 1999. - С. 12 - 13.

9. Пакет программ по комплексной обработке промысловой информацш АГКМ/ К.Т. Сайфеев, Д.В. Изюмченко, И.Г. Поляков, А.Г. Филиппов, А.Е. Ан дреев, З.М. Фатгахов// Доклады конференции молодых специалистов, посвя щенной 50-летшо ВНИИгаза. - М., 1999. - С. 87 - 89.

10. Эффективность технико-технологических мероприятий при цементировании скважин на Астраханском ГКМ/ В.Г. Тихонов, А.Х. Авилов, З.М. Фат таховН Нефть и газ: Сб. науч. тр. Северо-Кавказского технического университе та. - Ставрополь, 2000. - С. 88 - 90.

11. Пат. 2153571 РФ, Е 21 В 33/13, 33/138. Способ восстановления герме тичности межколонного пространства скважин/ З.М. Фаттахов, А.Г. Фи липпов, И.Г. Поляков, В.В. Кунавин, И.А. Костанов. - Опубл. 27.07.00, Бюл. № 21.

12. Фаттахов З.М. Разработка методов контроля и предупреждения меж колонных проявлений на скважинах Астраханского ГКМ // Наука и технологи) углеводородных дисперсных систем: Материалы II Международного симпо зиума. - Уфа, 2000. - С. 80 - 81.

Соискатель

З.М. Фаттахов

Подписано в печать 06.04.2001 г. Формат 60x84. Бумага офсетная Усл.печ.л. Тираж $0 экз. Заказ

Уфимский государственный нефтяной технический университет Ротапринт Уфимского государственного нефтяного технического университета Адрес университета и полиграфпредприятня: 450062, Уфа, Космонавтов,!