ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО ВЫСШЕМУ ОБРАЗОВАНИЮ
УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Ю.В.ЗЕЙГМАН
ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ГЛУШЕНИЯ И ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН
Учебное пособие
Уфа 1996
ББК 33.361 УДК 622.276.5 3 47
Зейгман Ю.В.
Физические основы глушения и освоения скважин: Учебное пособие. -
Уфа: Изд-во УГНТУ, 1996,- 78с. ISBN 5-230-19049-3
Пособие посвящено особенностям взаимодействия продуктивных нефтяных и газовых пластов с жидкостями глушения при строительстве и эксплуатации скважин. Рассмотрены физикохимические основы ухудшения коллекторских характеристик продуктивных пород в результате попадания в призабойную зону скважин жидкостей глушения. Предложены составы жидкостей глушения и технологии их применения при вторичном вскрытии пластов и перед ремонтами, обеспечивающие сохранение' коллекторских характеристик продуктивных пластов.
Предназначено для студентов специальностей 0906 “Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений”, 0908 “Бурение нефтяных и газовых скважин”, научных сотрудников, аспирантов и специалистов нефте- и газодобывающих предприятий, слушателей ФПК.
Табл. 16, Ил. 8. Библиогр. 76 назв.
Рецензенты: департамент по добыче нефти АНК “Башнефть”: зав.лабораторией технологии ремонта скважин БашНИПИнефть к.т.н. с.н.с Уметбаев В.Г.
Спонсор издания - научно-производственный центр “Нефтегазтехнология”
Редактор издательства Л.А.Маркешина
2502010300 3....-..... Без объяви. -96 ISBN 5-230-19049-3
4К4(03) - 96
---	Зейгман Ю.В., 1996
- ......Уфимский государственный нефтяной
* 	технический университет, 1996
3
ВВЕДЕНИЕ
Эффективность ЭКСППуЯТЯНИИ длбьтяуигщх скважин сильно зависит от условий вскрытия нефтяных пластов, ( применяемых составов жидкостей глушения скважин перед ремонтами. -Практика эксплуатации скважин свидетельствует о наличии тенденции постоянного ухудшения технологических показателей их работы и. коллекторских характеристик призабойной зоны. Суммарно за несколько лет работы скважин снижение показателей эксплуатации скважин _ может достигать 300 и более процентов.'
Выявление причин снижения коэффициентов продуктивности скважин путем проведения многофакторного статистического эксперимента показало, что одной из основных причин этого является применение в качестве промывочных и задавочных жидкостей. водосодержащих составов. Попадание в нефтяной или газовый пласт подвижной водной фазы приводит к необратимому уменьшению коэффициентов проницаемости призабойной зоны и продуктивности скважин. Йз всех технологических _ ^параметров жидкостей глушения скважин. (ЖГС) -наибольшее влияние на продуктивный пласт оказывают:
-	объемы проникновения ЖГС в нефтенасыщенную часть;
-	состав и плотность водной фазы;
-	кратность операций глушения в.скважине;
-	наличие в составе породы водочувствительных минералов и др.
Предотвращение всех перечисленных осложнений возможно при условии применения в качестве ЖГС жидкостей и составов, обеспечивающих сохранение коллекторских характеристик призабойной зоны скважин. Выбор типа ЖГС должен осуществляться на основе лабораторных экспериментов по моделированию процессов глушения и освоения скважин для условий конкретного продуктивного пласта. Желательно, чтобы в условиях проникновения ЖГС в пласт применяемые составы обеспечивали многофункциональное воздействие на ПЗС и приводили к увеличению притока нефти и газа на забои скважин.
В настоящем учебном пособии выполнен сравнительный анализ -успешности применения различных ЖГС на нефтегазодобывающих предприятиях, предложены способы выбора технологических параметров, типа ЖГС и технологий их применения , обеспечивающих полное сохранение коллекторских характеристик пород пласта. Практические испытания предложенных технологий и ЖГС в операциях вторичного вскрытия пластов и глушения скважин перед ремонтами подтвердили перспективность и полезность применения состава УНИ в качестве ЖГС.
4
1.	ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1.	Источники отрицательного воздействия на призабойную зону скважин при их строительстве и эксплуатации
Призабойная зона скважины испытывает на себе действие большого числа факторов, которые можно объединить в группы:
-	механические, связанные с процессом разрушения горных пород и созданием выработки - ствола скважины;
-	гидродинамические, заключающиеся в создании на забое скважин при вскрытии, обработке и глушении пластов избыточных давлений, следствием которых является проникновение ПЖ, ЖГС или используемых составов в околоскважинную область;
-	физикохимические, сутью которых является отличие по составу и свойствам проникающих в ПЗС жидкостей и реагентов.
Первая группа факторов подробно рассматривается в учебной литературе по бурению нефтяных и газовых скважин. Поэтому остановимся только на двух последних.
• Процессы вскрытия продуктивных пластов, их обработка и операции по глушению скважин обычно проводятся при условии превышения забойного давления над пластовым, т.е на репрессии. В этом случае обязательно происходит проникновение промывочных, задавочных и других жидкостей (составов) в пласт, объем которого зависит главным образом от величины репрессии, коллекторских свойств ПЗС и физикохимических характеристик фильтрата. В составе большинства ПЖ и ЖГС имеется водная фаза. Как правило, состав и свойства водной фазы отличаются от состава и свойств пластовых вод. Поэтому проникновение в пласт чуждых вод приводит к многочисленным изменениям коллекторских характеристик нефтегазонасыщенных пород.
Интенсивность проявления гидродинамических сил при вкрытии и глушении пластов определяется объемом и плотностью применяемых жидкостей и составов. Количественно' допускаемая величина репрессии определяется в соответствии с положениями инструкции "Единые технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях". Однако, как показывает практика проведения таких работ, фактическая величина репрессии обычно превышает допускаемую. Это приводит к необратимым последствиям и является причиной ухудшения коллекторских характеристик продуктивных пород. Попытки оценить объемы и глубину проникновения в пласт фильтрата ПЖ.или ЖГС свидетельствуют о том. что они могут достигать громадных значений. В ряде случаев отмечались объемы поглощений в несколько десятков кубических метров, глубина проникновения которых достигала десятков и даже сотен мег-ров от забоя скважины. Особенно тяжелые последствия от проникновения в пласты различных составов и жидкостей наблюдаются для низкопроницаемых,
5
сильно неоднородных по составу породообразующих минералов и коллекторским свойствам продуктивных горизонтов.
Чем больше объемы проникновения фильтратов в пласт, тем сильнее сказываются результаты физикохимических процессов взаимодействия пластовых флюидов и задавочных жидкостей с нефтегазонасыщенным пластом. С учетом малых размеров каналов фильтрации и громадной площади поверхности контакта изменяется характер и динамика проявления капиллярных и гидродинамических сил в П^С. Следствием этого является ухудшение технологических параметров работы скважин и призабойной зоны. Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов показывает, что значительная часть фонда добывающих скважин эксплуатируется при значениях коэффициентов совершенства на уровне 0,2....0,5. Это означает, что скважины работают на 20....50% от своих добывных возможностей. Восстановление коллекторских характеристик пласга обычно не происходит и бывает возможным только путем проведения дорогостоящих работ по увеличению производительности скважин.
Из сказанного следует, | требование к ПЖ и ЖГС о сохранении коллекторских характеристик пласта, как правило, не выполняется. Считаем, что в настоящее время к подобным жидкостям и составам дополнительно должны предъявляться требования:
-	технологичность применения (простота приготовления, хранения, возможность повторного использования и др.);
-	стабильность физикохимических свойств во время применения в скважинах;
-	возможность применения в пластах с различными геолого- > физическими условиями залегания;
-	низкая коррозионная активность;
-	экологическая чистота;
v __^низкая стоимость.
Одновременное выполнение всех перечисленных требований создает много сложностей в подборе ПЖ и ЖГС для конкретных объектов разработки. Однако широкомасштабное применение любых ЖГС возможно при условиии обязательного выполнения всех требований и, особенно, обеспечения сохранности коллекторских характеристик пород призабойной зоны.
1.2.	Цели и задачи операций глушения проективных пластов
В предыдущем разделе уже упоминались цели и задачи операций глушения нефтяных или газовых пластов. Основной задачей является обеспечение безопасных условий работы буровых и ремонтных бригад в стволе скважины путем предотвращения выброса нефти или газа из пласта. Решение подобной задачи возможно при условии применения специальных механических отсекателей пластов, противовыбросового оборудования либо с помощью различных составов глушения пластов, создающих на
6
забое скважин давление выше пластового. Обычно для этих целей применяются водные составы с добавками загустителей или минеральных солей.
. При подготовке скважины к проведению вторичного вскрытия, обработке призабойной зоны или ремонтным работам обычно весь ствол заполняется жидкостью глушения. {Технология работ по замене жидкости в стволе скважины заключается в проведении операции промывки ствола с допуском НКТ до забоя или последовательной замене скважинной жидкости на участке устье-насос на ЖГС с обеспечением заполнения всего ствола скважины. В связи с этим необходимо обеспечить надежное и простое регулирование технологических параметров ЖГС - главным образом плотности.
Плотность ЖГС является главным фактором, который определяет величину давления на забое скважин. В общем случае забойное давление (Рзаб, Па) рассчитывается по формуле
Рзав— Нс* p»e*g*cos а	{ ,}
где Нс - длина ствола скважины, м; рж - плотность ЖГС, кг/м3; g -ускорение свободного падения, м/с2; а - утол отклонения ствола скважины от вертикали, град.
Допускаемая величина забойного давления ( Рзаб)““", создаваемая ЖГС, определяется в зависимости от значения вертикальной составляющей ствола скважины и текущего пластового давления (Рпл). Так, в соответствии с/22/:
-	для скважин с вертикальной составляющей ствола до 1200м
V	(Рзаб)ДОп=(1,10...1Д5)*Рпл;
-	для скважин с вертикальной составляющей от 1200 до 2500м
(Рзаб)ДОп=(1,05...1,10)*Р пл?
-	для скважин с вертикальной составляющей больше 2500м
(Рзаб)ДОП:=(1504...1,07)*Рпл •
Практика эксплуатации скважин свидетельствует о том, что очень часто фактическая плотность ЖГС при проведении работ по вскрытию пластов и глушенйю скважин перед ремонтами превышает требуемую. В следствии этого на забое скважины создаются избыточные репрессии и в ПЗС попадают большие объемы ЖГС, которые вызывают изменения коллекторских характеристик продуктивных пластов. Поэтому основной задачей операций глушения пластов становится придание ЖГС таких еррйеты которые'обеспечивают^ сохранение, коллекторских характеристик ПЗС независимо от объема их проникновения в пласт. К этому добавляются все требования к ЖГС, которые перечислены в разделе 1.1. На сегодняшний день составов и жидкостей глушения продуктивных пластов, обладающих •полным спектром свойств в соответствии с требованиями, не существует. Последнее утверждение подтверждает необходимость поиска и создания новых ЖГС, которые в полной мере отвечали бы требованиям к ЖГС и
7 позволили повысить эффективность строительства и эксплуатации скважин.
В современных условиях сокращение объемов добычи нефти и неуклонный рост себестоимости её добычи требует иного подхода к выбору типа, технологических параметров и экологической чистоты применяемых ЖГС. Важность получения от каждой скважины максимальной отдачи не позволяет применять в качестве ЖГС такие составы, которые вызывают ухудшение показателей работы скважин и коллекторских характеристик ПЗС. Постепенно изменяется сам подход к выбору ЖГС. Сейчас все более s распространенным становится подход, согласно которому для каждого объекта разработки проводится индивидуальный подбор ЖГС на всех стадиях существования скважины - начиная от разбуривания продуктивного пласта и далее при производстве ремонтных работ.
В технологическом плане от операций глушения теперь требуется применение таких составов и технологий, которые предусматривают регенерацию ЖГС и обеспечивают возможность повторного применения ЖГС в скважинах. Это позволяет снизить затраты на покупку новых ЖГС, сократить объем работ по увеличению производительности скважин и, тем самым, улучшить технико-экономические показатели добычи нефти. На основании сказанного можно сформулировать основные цели и задачи операций глушения продуктивных пластов:
1.	ЖГС должна обеспечивать создание на забое давления, превышающего пластовое.
2.	Состав и физикохимические свойства ЖГС должны обеспечивать безопасные условия проведения вскрытия пластов и ремонтов.
3.	Проникновение ЖГС в пласт не должно приводить к ухудшению показателей работы скважин и характеристик пород призабойной зоны.
4.	Технологии приготовления ЖГС и их применения в скважинах должны обеспечивать простоту приготовления и регулирования свойствами ЖГС без создания в скважинах аварийных ситуаций и осложнений.
5.	Технологии глушения скважин не дожны затруднять последующее освоение и вывод скважин на запланированный режим работы?
1.3.	Современное состояние работ по сохранению коллекторских характеристик пород призабойной зоны при вскрытии пластов и глушении скважин
 Большинство работ по вскрытию продуктивных пластов и ремонтов проводятся при необходимости осуществления операций глушения. В этом случае для создания на забое давления выше пластового применяются, разнообразные ПЖ и ЖГС. Разнообразие задавочных и промывочных жидкостей обусловлено широким диапазоном значений коллекторских характеристик объектов разработки и отличным друг от друга составом породообразующих минералов. В литературе имеется много информации об успешности применения конкретных составов ПЖ и ЖГС, однако практически не встречаются сведения о возможности их применения на
8
других объектах и сопоставления эффективности составов для различных продуктивных пластов. В данной работе делается попытка анализа успешности применения задавочных жидкостей с точки зрения сохранения коллекторских характеристик пород ПЗС. Рассмотрим эти вопросы в порядке их осуществления на скважинах.
 Первичное вскрытие пластов
Целью и задачей операции первичного вскрытия нефтяного или газового пласта является создание условий для притока пластовых флюидов на забой скважины при обязательном сохранении естественных коллекторских свойств ПЗС. Механизм взаимодействия продуктивного пласта, породоразрушающего инструмента и ПЖ довольно сложный и в своей основе представляется следующим.
I В результате многократных контактов зубьев шарошечного долота с породой происходит интенсивное образование разветвленной системы искусственных трещин и микротрещин. При этом создаются благоприятные условия для проникновения ПЖ в околоскважинную часть пласта. Глубины проникновения ПЖ в пласт изменяются в широких пределах и зависят от большого числа факторов. В процессе образования новых трещин наиболее подвижная часть ПЖ - фильтрат проникает в ПЗС и вызывает ухудшение коллекторских свойств пласта.
2 Обеспечение требуемой "несущей” способности ПЖ достигается добавлением различных растворимых загустителей или твердых веществ. Наиболее распространенной является добавка глинопорошка, полимеров. Присутствие этих веществ в ПЖ обеспечивает наличие структурных свойств и вынос разрушенной породы на поверхность. Однако часть твердой фазы или загустителей проникает в пласт и дополнительно образует на стенке скважины тонкий слой (корку). Искусственная кольматация стенки скважины продолжается и в дальнейшем при спуске обсадной колонны и проведении тампонажных работ. В конечном итоге вся прилегающая к скважине часть пласта становится загрязненной и имеет значительно меньшую проницаемость по сравнению с естественной.
; Третьей составляющей этого 'сложного механизма является взаимодействие породообразующих водочувствительных минералов с проникшим в пласт фильтратом ПЖ. Обычно фильтрат ПЖ состоит из вод различной минерализации и тонкодисперсных частиц загустителей или твердой фазы. Обладая повышенной подвижностью и при создании на забое скважины избыточного давления он глубоко проникает в ПЗС. Под влиянием водного фильтрата многие породообразующие водочувствительные минералы гидратируют и увеличивают свой объем. В результате увеличивается суммарная поверхность каналов фильтрации и уменьшается их проходное сечение.
,/ Кроме снижения абсолютной проницаемости, проникновение фильтрата способствует интенсификации взаимодействия на границах раздела фаз: порода-нефть-вода. —В зоне проникновения фильтрата возникают многочисленные эффекты Жамена, на преодоление которых требуется затратить значительные количества энергии:-Как показывают
9
результаты пробных расчетов, доля капиллярных сил в общем балансе энергий при возбуждении процессов фильтрации достигает почти 30% и очень часто является непреодолимым барьером. Помимо возникновения капиллярных противодавлений, проникновение водного фильтрата ПРИВОДИТ К. опрязпкяииш жазких R л	Y ^црсеЙ, раЗЛИЧНЫХ ОСЭДКОВ,
способствует процессам окисления нефти и выпадения отложёйий высокомолекулярных7 компонентов.
" < На сегодняшний день Известно большое количество способов и приемов улучшения свойств ПЖ. Так, для исключения ..или уменьшения глубины и прочности кольматирующего слоя рядом исследователей предлагается применять специальные жидкостные генераторы давления, а также безглинистые ПЖ /16, 17, 46, 49/. По результатам многочисленных промысловых испытаний эти приемы обеспечивают лучшую сохранность коллекторских характеристик пород ПЗС. Однако ..эффективность "управляемой кольматации” и безглинистых ПЖ сильно' снижается в пластах с малыми размерами каналов фильтрации. С уменьшением размеров проходного сечения каналов не исключается глубокое проникновение кольматантов и ПЖ в пласт. Извлечение же этих компонентов при вызове притока жидкости или газа на забой скважины происходит не полностью, а иногда является недостижимым. Наличие в составе безглинистых ПЖ водной фазы не позволяет обеспечить 100% сохранность коллекторских свойств пород. По оценкам различных исследователей ( Овнатанов Г.Т., Рабинович Н.Р., Березин В.М., Коробов К.Я., Шутихин В.И. и др.) глубина проникновения водной фазы ПЖ в зависимости от величины репрессии, проницаемости и насыщенности пласта водой изменяется от десятков сантиметров до нескольких метров. После взаимодействия пласта и фильтрата существующие градиенты давления (при вызове притока) не обеспечивают требуемую подвижность водонефтяной смеси. Имеет .место затухание фильтрации вплоть до _ полного исчезновения )Т)1.
1 Уменьшение интенсивности взаимодействия породообразующих -минералов е водными фильтратами достигается несколькими путями. Среди них: подбор состава вод, используемых для приготовления ПЖ, добавлением к воде ПАВ и полимеров. Уровень взаимодействия минералов с водами зависит от большого числа факторов. Наиболее значимыми являются состав и минерализация вод, строение породообразующих минералов, характер смачивания поверхностей раздела, состав цементирующего вещества породы, время,контакта фильтрата и породы, температура и другие. Обычно для приготовления ПЖ при первичном вскрытии пластов используются технические пресные или минерализованные воды. Как правило эти воды по своим свойствам и составу далеки от пластовых^ следовательно не исключается их интенсивное взаимодействие с твердой поверхностью . Результатом взаимодействия является изменение объемных характеристик поверхности и уменьшение проходного сечения каналов фильтрации. Поэтому исключение из состава глинистых ПЖ твердой фазы или применение управляемой кольматации
10 решает лишь одну сторону проблемы - уменьшение влияния твердой фазы ПЖ на проницаемость ПЗС.
-	Исключить влияние ПЖ на продуктивный пласт возможно несколькими путями:
проведением работ по вскрытию пластов при условии существования на забое скважины депрессии (пластовое давление больше забойного);
-	применением механических забойных отсекателей пластов;
-	использованием в качестве ПЖ составов или агентов, исключающих ухудшение коллекторских характеристик пород ПЗС.
Уменьшение глубины проникновения ПЖ в пласт достигается с помощью добавок различных загустителей - полимеров или полимерсодержащих веществ. В качестве загустителей применяются: углещелочной реагент (УЩР), конденсированная сульфит-спиртовая барда (КССБ), карбоксиметилцеллюлоза (ККЩ), гипан, метас, крахмал и соль сополимера метакриловой кислоты (Лакрис-20) /16, 17, 37, 38, 42, 44, 46/, добавляемые в количестве до 2% масс. Перечисленные реагенты, помимо уменьшения глубин проникновения ПЖ в пласт обеспечивают снижение водоотдачи, т.е одновременно происходит уменьшение объема отделяемого от ПЖ водного фильтрата. Однако добавки полимеров не исключают отрицательного действия ПЖ на продуктивные пласты. Поэтому в ряде случаев рекомендуется использование дополнительных добавок в количестве (1...2)% асбеста, гидрофобизирующих и ингибирующих добавок /16, 38/. Даже в этом случае, по оценкам авторов, безглинистые полимерсолевые растворы создают в ПЗС непроницаемый экран толщиной до З...5мм.
Следующим направлением улучшения свойств ПЖ является применение растворов на углеводородной основе /44/. Замена в ПЖ водной дисперсионной среды углеводородом обеспечивает ряд преимуществ по сравнению с водными ПЖ. В углеводородных жидкостях практически нерастворимы неорганические соли,, отсутствует взаимодействие ПЖ с водочувствительными породами, ослабевает интенсивность проявления капиллярных сил и т.д,. В качестве углеводородной фазы при приготовлении ПЖ наиболее часто используются: окисленные битумы, сырая нефть, дизельные топливаи др.
Недостатки таких ПЖ:
-	ПЖ теряют свои свойства при повышенных пластовых температурах;
-	при попадании в ПЖ воды (исключить которое практически невозможно) имеет место выпадение в осадок утяжелителя;
-	при контакте с водами образуются высоковязкие смеси и может произойти расслаивание ПЖ при подъеме разбуренной породы на поверхность /25/;
-	не исключается образование высоковязких смесей непосредственно в каналах фильтрации, извлечение которых при вызове притока жидкости из скважины происходит с большими потерями давления и не полностью.
Анализ результатов исследований скважин, первичное вскрытие в которых происходило с использованием растворов на углеводородной основе, показал, что для низко- и среднепроницаемых коллекторов имеет место ухудшение фильтрационных характеристик пород в ПЗС по сравнению с удаленной, не загрязненной зоной пласта.
- Другим распространенным направлением совершенствования свойств ПЖ является использование добавок различных ПАВ для обеспечения лучшей сохранности пород ПЗС. Наличие в составе ПЖ ПАВ ЦОЖШЯСТ уменьшить межфазное натяжение на границах раздела фаз и действие сил капиллярной пропитки, увеличить полноту^ извлечения ПЖ при освоении скважин., В присутствии ПАВ становится возможным приготовление обратных эмульсий с последующим применением для создания условий самопроизвольного извлечения фильтратов бурового раствора из пласта /23, 39, 41, 56, 67, 70, 72, 75/.	£)
В ряде работ /40, 47, 58/ предлагается комплексное решение вопроса уменьшения отрицательного воздействия. ПЖ на свойства пласта. Среди мер регулирования нашли применение: управляемая кольматация в сочетании с улучшением свойств ПЖ; частичное изменение технологии применения растворов при вскрытии пластов и свойств самих растворов; добавки к растворам механических частиц с целью обеспечения стабильности их физических свойств и др. Например, для удаления глинистой корки со стенок скважины и декольматации каналов, .фильтрации предлагается / 9 / закачка в пласт водного раствора сульфата аллюминия концентрации (0,5...50)% с выдержкой состава до начала тампонажных работ. Кафедрой бурения УГНТУ разработан^/ 47 / ряд технологий управляемой кольматации ПЗС. В основе методов лежит использование механизма вихревой кольматации, благодаря которому значительно уменьшается нерегулируемое проникновение кольматанта Bt пласт. /В работе /49/ исследуется влияние состава дисперсионной среды ПЖ на вид кривых фазовых проницаемостей гранулярного коллектора, не имеющего в своем составе водочувствительных минералов. Показано, что и в этом случае имеет место ухудшение условий фильтрации нефти в пласте при “освоении скважин”.
Перечисленные средства и технологии первичного вскрытия продуктивных пластов позволяют в той или иной мере ослабить отрицательное воздействие ПЖ и технологий разрушения горных пород на пласт, но большинство их не решают главной задачи - обеспечение сохранности коллекторских характеристик пород пласта. В последствии это приводит к осложнениям процесса освоения и вывода скважин на запланированный режим эксплуатации, снижению добьгвных возможностей скважин и громадным затратам на восстановление их производительности.
Вторичное вскрытие пластов
Цели, задачи и способы решения проблемы сохранения коллекторских свойств ПЗС при вторичном вскрытии практически полностью совпадают с аналогичными вопросами первичного вскрытия
12
пластов. На сегодняшний день наибольшее распространение получили водные ЖГС с добавками различных реагентов. В качестве водной фазы обычно используются сточные воды промыслов, воды водоносных горизонтов, отходы промышленных предприятий, технические и пресные воды. Эти воды оказывают сильное отрицательное действие на коллекторские свойства ПЗС. Однако несмотря на это их доля в общем объеме применяемых ЖГС наибольшая. Поэтому существует большое число реагентов, добавляемых к ЖГС для улучшения их физикохимических свойств. В табл. 1 приводятся сведения о составе и некоторых свойствах применяемых ЖГС /34/.
Таблица 1
Состав и основные физикохимические параметры применяемых ЖГС
/Кидкрстъ	Источник ши способ	Плотность,	Физикохимическая
Г''	по лучяия	' к? и	хар актер спас
Техшчеои - Промысловый	990 1050	Гомогенная
преснявэда водовод техн.воды		жидкость
Срочная пдт сваяУстановюд- о	3 ...10.50 1?*0омог&ная	
вода	готовке вод		жидкость
Вьтоюмпервлю. Водозаборные	1Р0 _1220.	Гомогенная
плаСФвагеодз	скважины		жидкость с высоким
	содержанием солей	
Иоуоггэ .jjaerp Промысловая аврганчюдЕК установка	1050 1450	То же
г ’ подготовки ЖГС . Гидафйяы й	Т ехнологическая	... 950	1700 Эмульсия типа в/н с
эмульаэшда рр установка подг-ки		добавлением ПАВ
(инверно - эмуще ГЭР		для стабилизации и
растфПЭ В		при необходимости
		с утяжелителем
Тйлевэдрдая Продукты и полу-	1100..2300	Гомогенная много-
тяжлИЙС - продукты химичес.		компонентная ж-ть
и нефтехимических	В	сост аве которой
f производств		содержатся хлорор-
ганические соедине-'	ния отрятельно
сказывающиеся на процессах перера-
ботки 1ф ти.П ри-меняются в ограниченных случаях
УяжлашяПЖ Установка по под 1200 1750 Сдипя с глинис-
• “	готовке ПЖ (бур	гыми частицами и
-	растворов )	частицами утяжели-
г	е т ля в качестве
диспер фазы
МрскакздА	-	1100...1200 Гомогенная жид-ть
одержавшем раст-
• '	.	воренных солей
Среди наиболее распространенных реагентов, применяемых для регулирования свойств ЖГС, используются: ПАВ /55, 68/, полимеры, различные углеводороды, кислоты и др. Результатами таких добавок
13
является улучшение отмывающих свойств, снижение объемов проникновения в пласт, ослабление взаимодействия ЖГС с породообразующими минералами и фильтратами ПЖ. Так, в работе / 8 / предлагается сложный состав, содержащий соляную и плавиковую кислоты, соли хлористых А1 и Са. Эти добавки обеспечивают сохранение высокой плотности и растворяющей способности ЖГС по отношению к гдинистым минералам и частицам.
При низких пластовых температурах рекомендуются аэрированные ЖГС наподобие /68/, позволяющих создать оптимальные условия проведения простреленных работ, очистить ПЗС от различных загрязнений и облегчить вызов притока жидкости на забой при последующем освоении скважины.
Известны технологии вторичного вскрытия пластов, когда ЖГС выполняет несколько задач: собственно глушение пласта; восстановление' каналов фильтрации и кольматации водонасыщенных участков ПЗС /21, 55/. Наиболее распространенный способ вторичного вскрытия -кумулятивная перфорация - по этой технологии проводится в среде водонефтяной эмульсии, содержащей силикаты шелочных металлов. После попадания эмульсии в ПЗС с помощью микроволнового воздействия производят разрушение эмульсии. Высвободившиеся силикаты щелочных металлов в результате взаимодействия с пластовой водой образуют закупоривающие гели. Искусственная кольматации водонасыщенных каналов фильтрации позволяет увеличить отбор нефти из других каналов.
За рубежом и, в ограниченном виде, в отечественной практике нашли применение водные ЖГС, содержащие ионы К+. Анализ технологических режимов работы скважин, в которых вторичное вскрытие и глушение перед ремонтами проводилось с ЖГС, содержащими калиевые соли, показал, что из всех водных ЖГС для пластов большим удельным содержанием водочувствительных минералов они являются лучшими. Но, даже и в этом случае, наличие в составе ЖГС водной фазы приводит к росту насыщенности ПЗС водой со всеми вытекающими последствиями -снижение фазовых проницаемостей по нефти и газу, интенсификация проявления капиллярных сил, частичная кольматация мелких каналов фильтрации внедрившейся водой.
В скважинах, где требуется применение тяжелых ЖГС, рекомендуется использование таких добавок минеральных и органических веществ, которые в термодинамических условиях забоя не приводят к образованию нерастворимых осадков /63/.
Кроме физикохимических способов повышения эффективности вторичного вскрытия пластов, известны механические способы перфорации, способствующие сохранению характеристик ПЗС. Среди них можно выделить: применение специальных бескорпусных перфораторов /68/ и типа ПНКТ, ПР /43/; устройств, не требующих проведение кумулятивной перфорации /19/; боковых сверлящих перфораторов ( в том числе конструкции УНИ) и др. Перечисленные способы вторичного вскрытия пластов позволяют уменьшить уровень отрицательного
14
I
механического воздействия технологий создания каналов сообщения скважина-пласт на коллекторские свойства ПЗС. Однако уровень физикохимического влияния технологий вторичного вскрытия на ПЗС во многом определяется свойствами ЖГС, в среде которой проводится вскрытие пластов.
Ряд авторов /73/ рекомендует проводить вторичное вскрытие (особенно для газовых скважин) в условиях депрессии или применят^, в качестве ЖГС жидкости на углеводородной основе.
В Западной Сибири нашел распространение опыт проведения вторичного вскрытия в среде сложной смеси кислот, утяжеленных CaCh /21/. Проникновение после после создания перфорационных каналов кислотной смеси позволяет увеличить проницаемость каналов фильтрации и значительно облегчить процесс освоения скважин. На наш взгляд, недостатком такой технологии является • сложность регулирования поступления смеси кислот в пласт, наличие в составе значительного количества водной фазы и необходимость в проведении дополнительных операций по промывке ствола скважины.
Выбор технологии для проведения вторичного вскрыттия пластов производится на основании сложных многофакторных анализов успешности перфорационных работ и процессов эксплуатации скважин. Основным критерием в этих анализах является коэффициент совершенства скважин (В.И.Щуров, Н.Г.Григорян, И.Н.Гайворонский). По нашему мнению, этот параметр в сочетании с другими технологическими параметрами скважин действительно позволяеть интегрально оценить текущее состояние ПЗС и определить уровень воздействия отдельных факторов на свойства пласта. Численное значение коэффициента совершенства скважин определяется по формуле
Ф - I Ос = 1 / (2* Л")* <С*1п(Лк / Г с) ч (2)
где <р - коэффициент совершенства скважины; Q* - фактический дебит скважины; Q< - дебит скважины совершенной по степени и характеру вскрытия; Кпр - коэффициент продуктивности скважины; е - коэффициент гидропроводности удаленной от забоя части пласта; RK - радиус контура питания; гс- радиус скважины по долоту.
Глушение скважин перед ремонтами
Глушение скважин перед ремонтами производится в том случае, если пластовое давление в зоне скважины больше гидростатического, а также если продукция содержит вредные и токсические соединения. Так как разработка большинства нефтяных залежей ведется с поддержанием пластового давления закачкой воды, то обычно в окрестности скважины существует повышенное давление и она обязательно .должна подвергаться глушению. Практика проведения операций глушения нефтяных и газовых пластов свидетельствует о том, что в подавляющем числе случаев в качестве ЖГС применяются различные виды водных растворов минеральных солей
15
Са или Na. Значительно реже применяются механические устройства для разобщения ствола скважины и ПЗС. Однако, на сегодня надежность забойных отсекателей находится на недостаточном уровне. Хотя с точки зрения сохранения коллекторских свойств пород ПЗС они обеспечивают 100% .успешность. Среди конструкций забойных отсекателей можно отметить разработку Ухтинского индустриального института/11/. Одним из направлений совершенствования техники и технологий операций глушения скважин является разработка специальных установок глушения пластов. Так, в установке /10/ имеются наземная и подземная части оборудования с емкостью для ЖГС, разделительной колонной для повышения надежности разобщения пласта и скважины. Применение таких устройств позволяет полностью решить задачи глушения нефтяных и газовых пластов.
Анализ промысловой информации о работе “многоремонтных” скважин показывает, что основные эксплуатационные показатели сильно зависит от количества операций и типа ЖГС при глушении пластов. Особенно большие изменения характеристик скважин и ПЗС происходят во время первых операций глушения. В дальнейшем темп падения эксплуатационных характеристик замедляется и наступает "состояние насыщения", т.е операции глушения практически не оказывают влияния на работу скважин. Количественно диапазон ухудшения параметров достигает (200...300)%. А в скважинах со сложно-построенными коллекторами, имеющих низкие коллекторские характеристики, уровень ухудшения параметров скважин может доходить до 700 и даже 1000%. Поэтому становится очень важным вопрос выбора технологических параметров (плотность, объем) и типа ЖГС. Превышение значений требуемых параметров ЖГС приводит к увеличению объемов проникновения ЖГС в пласт, следовательно, и к увеличению уровня отрицательного воздействия на пласт.
В работах, посвященных вопросу глушения скважин, на наш взгляд, уделяется недостаточно внимания вопросу выбора параметров ЖГС. Практически только в^работах /30,31/ предлагаются способы быстрого определения объема и плотности ЖГС, с учетом фактических динамических условий в окрестности скважин. Предложены номограммы, позволяющие легко и точно, в соответствии с конструкцией скважины и пластовым давлением графоаналитическим путем определять искомые параметры ЖГС.
Следующим важным вопросом в выборе ЖГС является подбор состава ЖГС, не приводящего к необратимым изменениям коллекторских характеристик ПЗС. Однозначного рЯйения подобного вопроса получить невозможно, так как тип ЖГС должен выбираться индивидуально для каждого объекта разработки. На практике в большинстве случаев этому вопросу не уделяется должного внимания и повсеместно применяются водные растворы неорганических солей Са и Na.' Считаем, что вопрос выбора технологических параметров и типа ЖГС должен решаться уже на стадии составления технологической схемы или
16
проекта пробной эксплуатации объекта. Подход к выбору рациональных параметров ЖГС содержится в работах /29, 69/. Вывод о возможности применения конкретных составов в качестве ЖГС делается только на основании комплексных лабораторных и -промысловых исследований по изучению влияния состава на свойства ПЗС и откачиваемой продукции скважины.
В качестве ЖГС предлагаются кальцийсодержащие отходы производства хлорокиси меди /14/, отходы производства кальцинированной соды, тяжелых рассолов /61/, различные виды эмульсий /7,20,24,52,53,65/ и др. Большое разнообразие типов ЖГС свидетельствует о сложности выбора ЖГС и необходимости совершенствования подхода к определению типа и параметров ЖГС. Универсального состава, подходящего для различных геологофизических условий нефтяных залежей, по данным литературного обзора, пока не найдено.
Совершенствование технологии проведения глушения скважин и ЖГС для повышения эффективности сохранения коллекторских свойств пласта возможно путем одновременного изменения технологии глушения скважин и типа применяемой ЖГС. Так, например, в /43/ предлагаются к использованию две различные по природе жидкости: напротив продуктивного пласта - углеводородная ЖГС, а выше в стволе скважины - обычная минерализованная вода.
При длительной изоляции продуктивного пласта от ствола скважины применяются специальные гелеобразные закупоривающие ЖГС, имеющие способность длительного сохранения своих свойств /57/. В работах /13,15/ предлагаются к применению специальные ЖГС, для условий применения в пластах низкой проницаемости и обеспечения сохранности коллекторских свойств ПЗС.
Уровень воздействия ЖГС и технологий их применения на состояние призабойной зоны пласта можно оценить по нескольким направлениям. Первое - по динамике технологических параметров скважины: дебит, коэффициент продуктивности, ’ обводненность продукции, межремонтный период работы и др. Но все эти параметры являются комплексными, на которые оказывает влияние большое число независимых факторов. Поэтому наиболее правильно оценку эффективности технологий глушения скважин проводить на основании результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, а также по данным их эксплуатации. Использование современных вероятностностатистических методов анализа результатов эксперимента позволяет не только определять текущее состояние коллекторских характеристик ПЗС, но и дает возможность прогнозировать изменение параметров пласта. Среди методов оценки успешности технологий глушения скважин и ЖГС можно отметить работы /36, 45, 60, 64, 74/.
Наряду с оценкой состояния ПЗС в этих работах предлагаются и методы исправления загрязнения пласта. Наиболее эффективными, на наш взгляд, являются:	многократные мгновенные депрессии-
17
репрессии; задавка в ПЗС инвертно-эмульсионного раствора, применение специальных установок по освоению скважин и др.
В литературе практически отсутствуют сведения о проведении I операций вторичного вскрытия пластов и глушения скважин перед ремонтами в газовой среде. За рубежом этот метод находит все большее распространение и обеспечивает полное сохранение коллекторских свойств пласта.
1.4.	Выводы
Из сказанного можно сделать несколько выводов:
1)	подавляющее большинство технологий и типов ПЖ, ЖГС не обеспечивают сохранности коллекторских характеристик ПЗС;
2)	восстановление продуктивности скважин требует проведения дополнительных дорогостоящих мероприятий по воздействию на пласт; .
3)	улучшение физикохимических характеристик ПЖ, ЖГС за счет добавления ПАВ, полимеров или приготовление обратных эмульсий позволяет лишь незначительно уменьшить уровень отрицательного воздействия на пласт и не предотвращает необратимого снижения проницаемости ПЗС;
4)	различные растворы на углеводородной основе так же, как* и обратные эмульсии, способствуют лишь частичному сохранению характеристик пласта и при освоении скважин тяжело извлекаются из пласта, приводят к дополнительным потерям в добыче нефти;
5)	наибольшую перспективу, с точки зрения сохранения коллекторских свойств пласта, при вскрытии и глушении перед ремонтами представляют тяжелые, углеводородные жидкости, совместимые с пластовыми водами, нефтью и обладающие дополнительными положительными свойствами по отношению к продукции скважин.
Jia ..............
Библиотека УГНТУ
18
2. СОСТАВ И ФИЗИКОХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ЖИДКОСТЕЙ, РЕАГЕНТОВ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ ПЛАСТОВ
1.1.	Промывочные жидкости и составы для глушения скважин с добавками утяжелителей
Большинство ПЖ и ЖГС, применяемых в операциях вскрытия продуктивных пластов и глушения скважин перед ремонтами, приготавливаются на основе технических вод с добавками различных утяжелителей. В качестве утяжелителей наибольшее распространение получили /61/:
-	глинопорошки по ТУ 39-01-08-658-81, ОСТ 39-202-86 влажностью от 6 до 25% ;
-	концентрат баритовый по ГОСТ 4682-84 с содержанием сернокислого бария от 80 до 90%;
-	утяжелитель баритовый порошкообразный модифицированный по ОСТ 39-128-82, выпускаемый в трёх модификациях для приготовления жидкостей только на водной основе:
-	утяжелитель баритовый по ТУ 39-981-84, получаемый методом сушки флотационного баритового концентрата до влажности не более 1,5%;
-	утяжелитель сидеритовый по ТУ 39-01-08-781-82, являющийся тонкоизмельченной сидеритовой рудой плотностью до 3500кг/м3, содержащий примеси углекислых Mg и Са;
-	утяжелитель железистый по ТУ 39-035-74 - тонкоизмельченный продукт, содержащий окислы Fe в- виде гематита, мартита, магнетита, плотностью до 4150 кг/м3.
Плотности перечисленных утяжелителей изменяются от 2600 до 4250кг/м3, что позволяет приготавливать ПЖ и ЖГС повышенных плотностей - от 1700 до 2300кг/м3. Количество утяжелителя, добавляемого к воде, определяется по формуле
М =	^”* 0 ~ ^)* (р™< - р)
Рут — рж с* 0 — И + П* Рут) ’	( 5 Г
где М - масса утяжелителя, т; V - объем ЖГС, м3; рут - плотность утяжелителя, г/см3; рв- плотность воды, г/см3; ржгс- плотность ЖГС, г/см3; п - влажность утяжелителя, доли ед. Такие ЖГС применяются только в специальных условиях, когда требуется обеспечить противодавление на продуктивный пласт с аномально высоким давлением. В обычной ситуации утяжеление ЖГС производится с помощью добавок к воде неорганических солей. В отечественной практике на сегодняшний день испытано большое количество ЖГС , при приготовлении которых были использованы соли:
-	хлористый натрий (NaCl);
-	хлористый кальций (CaCh);
19
-	хлористый цинк (ZnCh);
-	даухзамещенный фосфорнокислый натрий (NaiHPCh);
-	однозамещенный фосфорнокислый натрий (NaHiPO*);
-	двухзамещенный фосфорнокислый калий (КгНРСЬ’ЗНзО);
-	трехзамещенный фосфорнокислый калий (КзРО4*7НгО).
Кроме перечисленных солей, за рубежом для приготовления ЖГС используются / 34 /:
-	бромид натрия (NaBr);
-	карбонат калия (К2СО3);
-	нитрит натрия (NaNOs).
-	хлорид олова (SnCh);
-	хлористый калий (КС1) и другие. Причем необходимо отметить, что из всеХ' возможных добавок минеральных солей наибольшее распространение за рубежом получили соли калия.
Растворимость неорганических солей в водах зависит от температуры приготовления раствора. Так, например, хлористый кальций при увеличении температуры с 0 до 100°С растворяется в воде в количестве 158 граммов на 100 граммов раствора. Это в 2,65 раза больше, чем при температуре 0°С. Аналогичный прирост растворимости для хлористого натрия составляет всего 10%, что и является одной из причин его меньшего применения для приготовления ЖГС.
На кафедре РНГМ были проведены работы по определению количества добавок хлористых солей Na и Са для приготовления ЖГС требуемой плотности. Результаты этих опытов представлены в табл.2.
Таблица 2
Определение количества (кг) добавок NaCl и CaCh для приготовления ЖГС
Плотность ЖГС, кг/м3	СаС12	NaCl
1	2	3
1020	5Q0	22 2
1040	62,3	53 4
1060	77 2,	94 5
. 1080	95 3,	Ц0 7
110& .	117,2	166,8
1120	143 6,	203 0,
1140 :	17,5 3	23? 2
П60	21,3 2	27,5 3
1180	258; 5	311,5
1200	312,4	347(5
1220 ' _	376,4	383,7
1240	452 J	41? 9 ' '
20
1		1	Продолжение табл. 2
1260 1280 1300 1320 1340 1360 1380 1400 .	541 5	456 1 646 6 ,	492 9 770 1 .	528 4 . 9 14,7	564	6 10836	60Q	7 1280,5	636 9 509 5	,673	0 177^ 2-,	709 9,_
Для получения растворов более высокой плотности (больше 1400кг/м3) используют смеси солей хлоридов цинка и кальция. Для высокотемпературных условий скважин смесь CaCh и ZnCb позволяет получить ЖГС плотностью до 2000 кг/м3. Температура замерзания таких ЖГС довольно низкая и достигает минус 40°С. Кроме хлорида цинка, для приготовления тяжелых ЖГС используется и сульфат бария ( BaSCh). Добавление этого реагента к глинистому раствору или воде приводит к образованию суспензии, что сильно затрудняет применение подобных ЖГС в операциях вскрытия пластов и глушения скважин. Кроме того, применение ЖГС высокой плотности способствует более глубокому их проникновению в пласт и ухудшению коллекторских характеристик ПЗС.
В последнее время приготовление ЖГС и ПЖ осуществляется на основе сточных или пластовых вод. В этом случае сведения табл.2 о количестве добавок минеральных солей для приготовления ЖГС требуемой плотности необходимо скорректировать на величину начальной плотности воды.
При выборе ПЖ или ЖГС, кроме выбора плотности, необходимо рассчитать и требуемый объем задавочной жидкости. Завышение объема закачки ЖГС в скважину неминуемо приведет к нарушению соотношения между забойным и пластовым давлениями и , следовательно, к большему проникновению ЖГС в пласт. Наряду с этим следует рассмотреть вопросы совместимости ЖГС с пластовыми флюидами и породообразующими минералами. Несоблюдение этих простых требований может привести к необратимому ухудшению состояния. ПЗС и проведению работ по восстановлению производительности скважин.
2.2.	Изменение свойств жидкостей глушения путем добавок поверхностно - активных веществ, полимеров и других химических реагентов
Как уже отмечалось, применение водных ПЖ и ЖГС обязательно приводит к ухудшению коллекторских характеристик пород ПЗС. •Поэтому естественной является попытка улучшения свойств жидкостей глушения. Наиболее распространенным способом улучшения свойств ЖГС служит использование ПАВ и различных загустителей.
21
*
В случае применения ПАВ, как добавок к ЖГС, используется их основное качество - изменять интенсивность взаимодействия несмешивающихся фаз: нефть - пластовая вода - газ - ЖГС(ПЖ) - порода. Находясь в небольших количествах в жидкости, молекулы ПАВ распределяются на поверхностях раздела тончайшим слоем, уменьшают величину межфазного натяжения и, тем самым, потери энергии на продвижение флюидов по каналам фильтрации. В присутствии ПАВ уменьшается интенсивность взаимодействия водочувствительных минералов с ЖГС и относительное изменение объема их поверхности/32/.
При проникновении в ПЗС водной фазы из скважины на поверхностях раздела нефть-вода происходит концентрация смолистых компонентов нефти, образуются прочные пленки; не позволяющие сливаться отдельным каплям нефти. Фильтрационным потоком часть образовавшихся пленок может смываться с поверхности канала фильтрации и в местах сужений образуется закупоривающая преграда. « Чем больше в составе нефти содержится природных эмульгаторов, тем интенсивнее идут процессы кольматации каналов фильтрации.
Одновременно с этим происходит образование тонкодисперсных водонефтяных смесей, обладающих повышенной вязкостью и структурно-механическими свойствами (СМС). Фильтрация таких смесей даже в крупных каналах происходит с большими потерями давления на трение и имеет место явление “затухание фильтрации”.
Исходя из сказанного, применение ПАВ в процессах вскрытия пластов и глушения скважин перед ремонтами должно отвечать следующим требованиям:
-	способствовать сохранению естественных коллекторских характеристик пласта;
-	ПАВ должны полностью растворяться в ПЖ и ЖГС без образования осадков;
-	при малых концентрациях обеспечивать снижение межфазного натяжения на границах раздела фаз;
-	способствовать процессам противокапиллярной пропитки и вытеснять нефть из тупиковых каналов;
-	не допускать образование в ПЗС высоковязких устойчивых эмульсий и облегчать условия их вытеснения в скважину при ее освоении;
-	быть экономичными и безопасными в обращении.
Кроме индивидуальных ПАВ, в процессах добычи нефти и газа широко используются и композиционные ПАВ / 59 /. Как правило, композиционные ПАВ обладают многофункциональными свойствами, основанными на синергетическом эффекте в результате смешения ПАВ различных классов. Среди ПАВ, используемых в процессах вскрытия пластов и глушения скважин, применяются / 4, 34, 37, 59 /:
-	индивидуальные ПАВ - неионогенные оксиэтилированные алкилфенолы и полиалкиленгликоли ( ОП-Ю, Неонолы, Дисолван 4411), анионактивные реагенты (Сульфонол), реагенты ДС-РАС, УФЭв, СНС и др.;
-	композиционные ПАВ - МЛ-2, МЛ-6, МЛ-52, МЛ-72-Н, МЛ-80;
-	ГКЖ-10- кремнийорганическое вещество, обладающее гидрофобизирующим действием на твердые поверхности, Эффективно кольматирует и гидрофобизует горные породы. ГКЖ-10 - этилсиликонат натрия имеет плотность 1180 кг/м3 и рН>=12. Выпускается в порошкообразном и жидком виде.
-	змульгатор-стабилизатор ЭС-2 - продукт реакции высших жирных кислот и декстрамина. Представляет собой вязкую жидкость темно-коричневого цвета. Компоненты ЖГС берутся в следующих соотношениях: нефть - 32...49 %; вода - 62...50 %; ЭС-2 - 3... 1 % масс.
Наиболее перспективным представляется использование в процессах воздействия на пласт и эксплуатации скважин композиционных ПАВ (КЛАВ). Эти реагенты позволяют кратно (иногда на порядок) усилить свойства ПЖ и ЖГС с точки зрения сохранения коллекторских свойств пласта. Большинство КПАВ хорошо растворяются в минерализованных водах без образования осадков, обладают интенсивным моющим свойством, сохраняют поверхностную активность в широком интервале солености вод, температур ( 10°...90° С) и соотношении объемов фаз нефть-вода.
В связи с большим разнообразием выпускаемых индивидуальных и композиционных ПАВ важное значение приобретает выбор наиболее эффективных реагентов для конкретных условий их применения в операциях вскрытия пластов и глушения скважин. Установленного порядка проведения оценочных экспериментов по выбору ПАВ не существует. Поэтому наиболее часто эти работы проводятся в следующей последовательности / 59 /.
В начале оценивается поверхностная активность ПАВ и работа адсорбции с использованием уравнения Гиббса
W = R*T*ln(l /R / Т/2d)*(-da/dC),	(4)
где W - работа адсорбции; R - универсальная газовая постоянная; Т -абсолютная температура; 8 - толщина поверхностного слоя; о -поверхностное натяжение; С - концентрация ПАВ в растворе. Величина (do/dC) = G характеризует способность растворенного вещества понижать поверхностное натяжение раствора и называется поверхностной активностью. При выборе ПАВ предпочтение отдается тем реагентам, которые сильно снижают межфазное натяжение при меньших концентрациях в растворе. Далее по величине соотношения утла смачивания и работы адсорбции (d(cos0)/dW) оценивается защитное свойство ПАВ - т.е. способность образовывать на поверхностях раздела защитных и гидрофобизируюших пленок, где 0 - угол смачивания.
,. Стабилизирующее действие ПАВ оценивается по степени устойчивости дисперсной системы. Показателями устойчивости системы служат: время “жизни” системы; площадь поверхности, которую может
23
стабилизировать ПАВ данной концентрации и пределы концентраций, в которых надежно и устойчиво работает конкретный ПАВ.
Все отмеченные критерии являются главными, но окончательный выбор ПАВ производится при использовании дополнительного критерия - гидрофильно-липофильного баланса ( ГЛБ ). ГЛБ отражает соотношение между гидрофильной и углеводородной частями молекулы ПАВ. Обычно ГЛБ определяют методом Гриффина по способности образовывать эмульсии прямого и обратного типов. На практике при ГЛБ = 10... 16 ПАВ используется для получения прямых эмульсий ( м/в ); если ГЛБ = 3...5 - ПАВ служит для приготовления обратных эмульсий (в/м); при ГЛБ =7...8 наблюдается инверсия фаз - переход от прямых эмульсий к обратным и наоборот. Для смачивателей ГЛБ=7...9, моющих средств ГЛБ=13...15, солюбилизаторов ГЛБ=15...16.
После определения всех критериев изучается вопрос токсичности и биоразлагаемости ПАВ. Затем устанавливаются предельно-допустимые концентрации и дается заключение о возможности его использования в технологических операциях.
Из многочисленных ЖГС, являющихся эмульсиями наиболее распространены гидрофобно-эмульсионные растворы (ГЭР) / 34, 53 /. ГЭР являются обратными эмульсиями, примерный состав которых представлен в табл.З.
Таблица 3 Состав ГЭР, применяющихся для глушения скважин
|	Компонент	| Характеристика | Содержание компонента, %uacc. |
Дисперсионная среда	Товарная нефть или нефте-	35 .60
продукт
Дисперсная фаза ,	Минерализованная вода	30 .60
Утяжелитель • •	Барит или сидерит, гематит	0...25
Эмульгатор-стабилизатор ПАВ типа дегидратирован-	0,5...2,5
ных полиамидов (ЭС-2 )
Широкомасштабные промышленные эксперименты по применению ГЭР в качестве ЖГС имели место в Татарстане и Западной Сибири.
Все перечисленные преимущества ПЖ и ЖГС с добавками ПАВ несомненно делают их более перспективными по сравнению с обычными. Однако обеспечивая лучший эффект восстановления проницаемости пород ПЗС при попадании в пласт они не предотвращают рост насыщенности по воде и уменьшение фазовых проницаемостей по нефти и газу.
Как уже говорилось, улучшение свойств ПЖ и ЖГС возможно путем добавки загустителей. В качестве загустителей обычно применяются различные полимеры и полимерные системы.' Присутствие в ЖГС полимеров превращает ее в вязко-упругую систему. Фильтрация таких систем в пласте сопровождается нарушениями закона фильтрации Дарси. Как показали представленные в работе / 3 / результаты
24
многочисленных лабораторных экспериментов, выполненных в УГНТУ, сопротивления при движении вязко-упругих ЖГС (ВЖГС) из “скважины в пласт” намного превышают потери давления при движении ВЖГС в направлении из “пласта в скважину”. Налицо наличие гистерезиса сопротивлений, причиной которого является механизм изменения СМС ЖГС. Отмеченный факт позволяет с хорошей эффективностью использовать ВЖГС при вскрытии пластов и глушении скважин перед ремонтами. В общем виде закон фильтрации ВЖГС может быть описан зависимостью /3/
gradP =	к*Уф*(\ + Kch~)	(5)
где gradP - градиент давления; ц - динамическая вязкость системы в свободном объеме: к - проницаемость; Уф - скорость фильтрации; Kch -упругое сопротивление системы. Величина Kch определяется из соотношения
Kch
у Ф* т
d ’
(6)
где Т - время релаксации жидкости ( обычно Т=101...10-2с); d -средний, размер каналов фильтрации. Течение ВЖГС через каналы переменного сечения по мере увеличения скорости течения сопровождается нарушением закона фильтрации, заключающегося в отставании прироста объемного расхода от прироста перепада давления. Этим и объясняется меньший объем проникновения таких ЖГС в пласт. Однако из-за наличия на забое скважины избыточного давления, превышающего пластовое, часть ВЖГС все же проникает в ПЗС. Извлечение ВЖГС из пласта при освоении скважин происходит тяжело и неполностью. После длительного пребывания ВЖГС в пласте при относительном покое происходит тиксотропное упрочнение структуры полимеров и вовлечение их в фильтрацию проходит при значительно больших градиентах давления, создание которых в ПЗС не всегда является возможным. Кроме того, после начала движения ВЖГС замещающая ее жидкость (даже вода) движется как дилатантная жидкость, когда с ростом скорости фильтрации имеет место увеличение эффективной вязкости. Этим и объясняегся сложность и трудность извлечения из ПЗС проникшей туда ВЖГС.
Вязко-упругие ПЖ и ЖГС достаточно широко применяются в операциях вскрытия и глушения нефтяных и газовых пластов. Технология проведения глушения скважин с помощью ВЖГС заключается в закачке состава через затрубное пространство и продавливание его на забой скважины. При этом часть продукции скважин на участке башмак подъемного оборудования - забой ( в большинстве случаев это вода ) поступает в ПЗС. После закачки первой порции ВЖГС затрубное пространство перекрывается и вторая порция ВЖГС через НКТ подается в фильтровую часть скважины. Таким
25
образом, ПЗС оказывается перекрытой спабофильтруюшейся жидкостью, а остальная часть ствола скважины может быть заполнена любой жидкостью, которая обеспечивает необходимое забойное давление.
Для приготовления ВЖГС применяются следующие реагенты и вещества / 3, 35 /:
гипан (гидролизованный полиакрилнитрил), получаемый полимеризацией нитрила акриловой кислоты с гидролизом NaOH. Чаще всего гипан применяется для изоляции отдельных пропластков и участков эксплуатационной колонны и реже как ВЖГС;
-	полиакриламид ( ПАА ), выпускаемый в виде гранул или геля. Гелеобразный ПАА ( ТУ 6-01-1049-76 ) известкового или аммиачного способа очистки представляет вязкий гель и служит для приготовления в технической воде растворов 1...2% концентрации. Молекулярная масса этого ПАА (1...5)*106. Гранулированный ПАА выпускается двух сортов -А и Б в виде гранул с размером частиц до 8 мм. Молекулярная масса гранулярного ПАА - выше 10’;
синтетические смолы: гексорезорциновая ( ГРС ), фенолформальдегидные (ТСД-9, ТС-10) и др.;
-	формалин - водный раствор формальдегида хорошо растворяемый в пресной и слабоминерализованной водах;
-	утяжелитель - в качестве которого обычно применяется глинопорошок.
2.3. Новые составы и технологии глушения нефтяных и газовых пластов, обеспечивающие сохранность коллекторских свойств ПЗС
Содержание предыдущих разделов свидетельствует о том, что задача сохранение коллекторских характеристик пород ПЗС остается актуальной и на сегодняшний день, несмотря на большое количество разработанных составов и технологий для глушения пластов. Большинство эффективных ПЖ и ЖГС не обеспечивают сохранности естественных свойств нефтегазосодержащих пород, а лишь снижают уровень отрицательного воздействия на них применяемых технологий.
Среди новых составов ПЖ и технологий их применения в операциях первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, нашедших применение в последнее время, следует отметить / 50 /:
I.	Малоглинистый полимерный раствор (МГПР) - включающий (0,2...0,3) %масс. ПАА и (3...5)%масс. бентонитовой глины. Технологические параметры МГПР находятся в пределах: плотность 1020... 1060 кг/м3 ( при необходимости проводят утяжеление мелом до плотности 1200kWm3), условная вязкость УВ=34...52с, показатель фильтрации Ф=6...1О см.
2.	Безглинистый полимерный раствор ( БПР ) - приготавливается в виде полимерно-кальциевого, полимерно-железистого, полимерно-цинкового полимерно-алюминатного и других растворов. В его состав входят: 0,2...0,5%масс. ПАА, 0,05%масс. ПАВ (ОП-Ю, превоцелл, шкопау и др.), хлористые соли металлов FeCU (до 600кг на 1м3), CaCh ( до 600кг на 1м3)
26
и ZnCh (до 2000кг на 1м3), АЫЗОдГ (до 25%масс.> Плотности таких ПЖ изменяются от 1150 до 1900кг/м3, условная вязкость УВ=20...98с, поверхностное натяжение на границе с керосином 4...27мН*м. Преимуществами этих ПЖ являются отсутствие в составе твердой фазы, низкие показатели структурно-механических свойств, что обеспечивает сокращение в среднем на 15 часов времени освоения скважин (фактически время освоения составляет 2...2,5 суток), увеличение механической скорости проходки и проходки на долото.
3.	Безглинистый полимерно-алюминатный меловой раствор (БПАМР) - его получают утяжелением БПР мелом, который вводится в состав раствора в виде водной суспензии на основе пресной или минерализованной воды. Преимуществом этого раствора по сравнению с глинистым является то, что корка раствора на стенке скважины легко удаляется воздействием соляной кислоты. Последнее создает благоприятные условия для притока пластовых флюидов на забой скважины после освоения скважин. За счет утяжеления мелом плотность раствора доводится до величины 1270 кг/м3.
4.	Аэрированный буровой раствор (АБР) - применяется для проведения операций вскрытия пласта при условии Рпп<=Рзаб. Данный раствор получают путем смешивания в специальном устройстве воздуха и водного раствора ПАВ неионогенного типа. Массовая ддля ПАВ достигает 0,1%масс, что обеспечивает межфазное натяжение на границе с керосином ст=6...8 мН*м. Применение АБР позволяет практически полностью сохранить коллекторские характеристики пород ПЗС и уменьшить обводненность продукции скважин после их освоения.
Кроме составов ПЖ, в работе / 50 / описана новая технология применения аэрированных растворов для вскрытия продуктивных пластов с регулируемым притоком жидкости на забой скважины. Данная технология рекомендована для нефтяных пластов с давлением ниже гидростатического. В основе технологии - определение критического значения депрессии, которое обеспечивает приток жидкости в скважину на уровне 3...10 м3/сут. Конкретное значение критической депрессии выбирается с учетом предупреждения конусообразования за счет притока подошвенных вод и исключения поступления ПЖ в пласт. Результаты опробирования этой технологии показали, что улучшаются показатели бурения и значительно облегчается процесс освоения скважин.
Процессы глушения скважин перед ремонтами и вторичным вскрытием за рубежом также проводятся с использованием тяжелых задавочных жидкостей. Наибольшее распространение среди ЖГС имеют жидкости на основе растворов неорганических солей без твердой фазы /62/. Чистые солевые составы стали широко, использоваться за рубежом для глушения скважин с начала 70-х годов. Перспективы их применения в рсновном связывались с перспективами лучшего сохранения естественной проницаемости пород ПЗС, по сравнению с жидкостями, содержащими твердую фазу. Отсутствие твердой фазы исключает кольматацию каналов фильтрации, высокая минерализация ЖГС - уменьшает
27
гидратацию водочувствительных минералов. В настоящее время имеются сведения о применении для глушения скважин рассолов плотностью до 2300 кг/м3. Несмотря на большую стоимость таких ЖГС, нефтяные компании широко используют их в различных геолого-физических условиях, предварительно оптимизируя состав и количество реагентов-регуляторов свойств ЖГС. Состав и некоторые физические свойства ЖГС на основе рассолов неорганических солей приведены в табл.4.
Таблица 4
Химический состав и основные свойства ЖГС
Состав^ЖПС	1 Массовая доля coup °	J Макашаяьная ностъ ри кг/м3	гиют-|Градибнт давления по ну, 1 высоте стодба ЖГС в 1 ]скважше МПа/м	1
МН4С1 . ко	24 26	1070 1170	0,0942 0 1,038
NCh	26	Р00_ К Вс	39	1370 (Ж	38	1390			0 105? , 0 1208 0,1'228
№	45	1490 .			0,1314
ОСЬ-КЖ гл <ЗВЬ_	67	60 18	1810 70	0 Б99 ,0 1610
	77	_7300	0-7034
Из табл 4 видно , что при небольшом отличии пластового давление т гидростатического целесообразно применять растворы хлористых калия, натрия и кальция. На месторождениях, где пластовое давление превышает гидростатическое в 1,3...2,2 раза, обычно применяют ЖГС на основе одной, двух или трех солей. Опыт применения перечисленных солей показывает, что наибольшей способностью сохранения коллекторских свойств пород ПЗС обладают соли калия.
В качестве реагентов-регуляторов свойств ЖГС применяются:
-КССБ (конденсированная сульфит-спиртовая барда) - продукт конденсирования лигносульфатов формальдегидом и фенолом в кислой среде с последующей нейтрализацией щелочью до рН=7...1О. Активный компонент реагента - лигносульфоновые кислоты. КССБ выпускается в жидком и порошкообразном видах. Имеются три модификации жидкого продукта и четыре - порошкообразного. В пресных водах рекомендуется использовать КССБ до температур 150°С, в минерализованных при содержании хлористого натрия (10... 16)% -йо 200°С. Оптимальные добавки жидкой КССБ в пресных растворах (3... 10)%, сухой (1...5)%. В минерализованных растворах концентрация КССБ увеличивается в 1,5 раза. Невысокая щелочность и присутствие в реагенте ионов кальция способствуют снижению набухания глин. КССБ совместима практически со всеми органическими компонентами.
-КМЦ - продукт взаимодействия щелочной целлюлозы с натриевой солью монохлоруксусной кислоты. Выпускают техническую КМЦ трех марок: КМЦ-500, КМЦ-600, КМЦ-700 (где цифры 500, 600. 700 означают степень полимеризации). Эффективность действия КМЦ зависит от величины pH
28
дисперсной среды. Оптимальные значения рН=8...11. При pH меньшем 8 активность КМЦ существенно снижается. Термостойкость КМЦ достаточно высока и достигает 140°С. КМЦ не токсична, поэтому при работе с ней соблюдение особых мер предосторожности не требуется. Обладая хорошей растворимостью в воде, КМЦ можно вводить в ЖГС непосредственно перед глушением.
-	кислоторастворимые наполнители (карбонаты Fe и Са);
-	водорастворимые наполнители .
Определенный интерес представляет технология заканчивания скважин с открытым забоем или специальным фильтром, применяемая на Ближнем Востоке / 71 /. Суть технологии заключается в следующем (см.табл.5).
Таблица 5
Краткое описание технологии заканчивания скважин с открытым забоем или специальным фильтром
Операции	Условия выполенения
1	2
Первичное вскрыти епласта	Углеводородные (безводные) , эму-
льсионные, полимерные и др. растворы с ;	-	' нулевой водоотдачей плотностью
800...1100кг/м3. Противодавление на пласт не более,0.3 ,0 4 МПа (равновесное
. .	;	бурение) Ствол скважины обсажен
' <	’ трубами .
Конструкция забоя скважины	Открытый необсаженный забой в
плотных коллекторах и заменяемые
ОИДИЯШЖашИ	(хвостовики) в рыхлых пластах
Обсаживание ствола скважшы ко Обсадные трубы спускаются до рокл в и лонной	продуктивного пласта
Цементирс ваниеобсаднэйммгоняы Испо.тьзоьание специ.ти.ны.\ муфт для сплошности цементного кольца за колонной~
Вторичное вскрьпжколонны	Спускают, на забой специальные
заменяемые фильтры (лайнеры
Вызов притока и освэение скважин Проводят при малых депрессиях на тает же после первичного вскрытия
Результаты применения этой технологии свидетельствуют о полном сохранении коллекторских характеристик пород ПЗС.
Фирма Elf aquitain group / 76 / разработала технологию заканчивания скважин, которая позволяет в- 5 раз повысить коэффициент продуктивности скважин. По данной технологии по достижении кровли ' продуктивного пласта устанавливается временный цементный мост, с которого под углом 45° к основному стволу бурят два ответвления длиной до 30м в пределах разбуриваемого пласта. К сожалению в источнике ничего не говорится о типе ПЖ и ЖГС, применяемых в
29
технологии. От того, какая жидкость будет при этом использоваться, во многом зависит конечный результат.
Как уже отмечалось, широкое распространение в операциях глушения продуктивных пластов получили обратные эмульсии (ОЭ). Сотрудниками ТатНИПИнефть разработаны технологии применения ОЭ в различных геолого-физических условиях залегания пластов / 53 /. Большинство технологий прошли опробацию в основных нефте-'и газодобывающих регионах. Приготовление ОЭ осуществляется на растворном узле путем перемешивания составляющих компонентов до определенной степени готовности, контролируемой по величине электростабильности состава и статическому напряжению сдвига. Состав и некоторые физические характеристики ОЭ приведены S табл.6.
Т аблица 6
Состав и свойства ОЭ, применяемых для глушения пластов
До)1я повер. нефти, плотностью 864 кг/м5	Додя эмульгатора-стабилизатора (ЭС)	Доля водной фазы (плотность, кг/м3)	Итоговая плотность ОЭ, кг/м3	Средняя вязкость по ВП- 5, с	Электростабильность, В	Статическое напряжение сдвига по СНС-2, мгс/см-
1	2		4	5	6	7
0,490	0.010	0.50(1000)	930	' 175	150	22
0.490	0.010	0.50(1100)	972	175	150	22
0.490	0.010	0.50(1200)	1030	185	(50	27
0,4.35	0,016	0,55(1200)	1050	215	150	27
0,485	0,015	0,50(1250)	(050 *	.. 230	200	27
0,485	0,015	0.50(1300)	1080	250	200	30
0.485	0.015	0.50(1340)	1100	250	’200	30
0,430 	0.020	0.55(1340)	1125	275	. 200	35
70,380	0,020	0.60(1340)	1150	275	200	37
Применение ОЭ позволяет: сохранить на уровне, достаточно близком к первоначальному, характеристики пород ПЗС; исключить повторные глушения; сократить недоборы^ нефти после освоения скважин; не допустить выход из строя погружного двигателя установки элекгронентробежного насоса и т.д. Однако необходимо отметить, что свойства любых эмульсий зависят от размеров частиц дисперсной фазы. При длительном перемешивании насосами имеет место образование высоковязких устойчивых ОЭ, извлечение которых из ПЗС при освоении скважин проходит с большим трудом и неполностью. В условиях низкопроницаемых коллекторов этот фактор может существенно повлиять на состояние ПЗС и показатели работы скважин.
Общим недостатком всех перечисленных ПЖ и ЖГС является наличие в их составе водной фазы. Её присутствие является основным осложняющим фактором при взаимодействии ПЖ и ЖГС с породообразующими минералами и пластовыми флюидами. Исходя из этих предпосылок, на кафедре РНГМ долгие годы проводились работы по поиску новых эффективных составов и композиций ЖГС,
30
обеспечивающих полное сохранение коллекторских характеристик ПЗС. Совместно с О. А.Гумеровым, А.Ю.Хариным,  Л.В.Семеновой, М.К.Рогачевым, М.Р.Мавлютовым (кафедра бурения) и.А.М.Сыркиным (кафедра обшей и неорганической химии) были разработаны новые требования к ЖГС и методология поиска эффективных составов. В качестве перспективных ЖГС нами были предложены отходы и полупродукты нефтехимических производств, основой которых являются многоатомные спирты / 12 /. Обладая достаточной плотностью эти реагенты хорошо совместимы с минерализованными водами и углеводородами, являются экологически чистыми продуктами и обладают многофункциональными возможностями. Такими реагентами являются “составы УНИ”. Ниже приводятся результаты лабораторных исследований физикохимических свойств состава УНИ-1.
2.3.1.	Исследование вязкости и плотности состава УНИ-1 при различных температурах
Как отмечалось выше, по своему химическому составу эти жидкости являются высокомолекулярными углеводородными спиртами с плотностью в готовом для применения виде от 1100 до 1310 кг/м3. Состав УНИ-1 обладает практически неограниченной растворимостью в пресных и минерализованных водах.
В табл. 7 приводятся сведения о влиянии температуры на плотность и эффективную динамическую вязкость состава УНИ-1 с добавками воды. Начальная плотность состава УНИ-1 при 20 °C составляла 1170 кг/м3.
Таблица 7 Изменение плотности и вязкости состава УНИ-1
в зависимости от температуры
Температура, °C	Плотность, кг/м3	Вязкость, мПа*с
	1191	72.7
	1172	15.4
18,0	1170	11.0
30,0	1169	6.9
40,0	1163	4.9
50,0	1157	4,2
60 0	1151	3 0
70 0	1143	
80 0	1129	1 9
Как видно из табл.7, состав УНИ-1 обладает относительно низкой температурой замерзания и при минус 17 °C сохраняет хорошую текучесть, что очень важно при его применении в зимний период. Математическая обработка результатов температурных исследований
31
плотности и вязкости состава УНИ-1 позволила -получить формулы приближения с достаточно высокими коэффициентами корреляции:
-	эффективная вязкость, мПа*с:
Дун г(/ ) = 2,1 2+21 3,6 / (Т + 20)	( 7 )
где Т - температура, °C, коэффициент корреляции - 0,994;
-	плотность, кг/м3:
Дун^Г) = 1181- 0,56 * Т ,	(8)
коэффициент корреляции - 0,967.
2.3.2.	Влияние состава УНИ-1 на межфазное натяжение нефти на границе с водой
Так как состав УНИ-1 представляет собой водную смесь многоатомных спиртов (содержание последних в исходном продукте может доходить до 40...60 % ). то динамику межфазного натяжения при различной степени разбавления водой, на границе с .октаном сопоставляли с этими же параметрами водных растворов этилового-спирта на границе с глицерином. Результаты этих измерений представлены в табл. 8.
Таблица 8
Межфазное натяжение (мН/м) водных растворов реагентов на границе с октаном при температуре 30°С
	Концентрация растворов в диет, воде. %масс.	Этиловый спирт в диет, воде	Глицерин в диет, воде	Состав УН И в диет, воде	Глицерин в пластовой воде плотностью 1310кг/м3
	7 0	49.89	50,12	51.30	55,94
	' 5 -	38.33	44,20	46,50	54.08
	10	32.12	43,41	38.21	52,22
	20	23,13	41,97	37,99	49,58
	40	11.26	33.11	35,48	46^8
	80	3.63	31,13	24,17	32,40
	100	0	31,00	19.28	31,55
Из таблицы видно, что по мере роста концентраций вещества в воде величина межфазного натяжения снижается. Наиболее сильно (до полного исчезновения) межфазное натяжение уменьшилось у этилового спирта, а затем в порядке убывания у состава УНИ-1, смеси глицеринаи вод. Положительным моментом для состава УНИ-1 является то, что в чистом виде он имеет межфазное натяжение на границе с углеводородом в 2,7 раза меньше, чем вода. Следовательно, уменьшится интенсивность проявления капиллярных сил и не произойдет' блокирование поровых каналов. Это благоприятно скажется при его попадании как в нефть, так
32
и в водонасыщенную часть призабойной зоны скважин. Значительно облегчится процесс освоения скважин после ремонтов. Другой характерной особенностью табл. 8 является то, что во’ всем диапазоне концентраций в воде от 0 до 100 % предлагаемый в качестве ЖГС состав УНИ-1 занимает промежуточное положение между этиловым спиртом и глицерином. Это достаточно ярко характеризует его свойства, как растворителя и ПАВ. В условиях попадания в ПЗС состав УНИ-1 будет активно поглощать воду, уменьшать межфазное натяжение на границе с нефтью и активизировать процессы фильтрации ранее слабоподвижной нефти.
2.3.3.	Взаимодействие состава УНИ-1 с сероводородом
Эксперименты по изучению взаимодействия состава УНИ-1 и сероводорода проводили в аппарате Киппа при температурах от 15 до 30 °C. Чистый сероводород получали реакцией соляной кислоты с сернистым железом. После получения сероводорода проводили его перегонку в градуированные бюретки, предварительно заполненные раствором хлористого натрия плотностью 1200 кг/м3.
Замерив в бюретках объем чистого сероводорода, осуществляли пропускание HjS через раствор состава УНИ-1 с соответствующими добавками. По уменьшению объема сероводорода в бюретках судили о количестве поглощенного газа исследуемым составом. Эксперименты с каждым составом проводили не менее трех раз и по результатам всех опытов определяли средние объемы поглощения сероводорода составом УНИ-1.
Результаты выполненных экспериментов по изучению поглощающей способности состава УНИ-1 по отношению к сероводороду представлены в табл. 9. Они свидетельствуют, что во всех стадиях лабораторных опытов состав УНИ-1 активно взаимодействует с сероводородом и поглощает последний. Рассмотрим их подробнее.
Таблица 9
Результаты экспериментов по определению поглощающей способности состава УНИ-1 по отношению к сероводороду
Состав поглотителя	Объем поглотителя, мл	Объем поглощенного | Удельный объем пог-HiS. мл.	| лощения
1	2	з	1	4
Состав УНИ-1	50	184	3.68
пяопюсгею- 1250 Состав УНИ-1	50	107	7 14
плотностью 1150			
wjU3		-	
СоставУНИ идот-ност»4й'5кгДЛ	50	73	1,46
СосНУЖ 1с дь бавкойО,Э,',с магх трипоиЙТУ	50	108	э_16
33
	Продолжейие табл. 9
1	1	1	 2	1	3	| -	4	|
Состав УНИ-1 с	50 добавкой 6,5% масс. Т-80 •	109	2,18
Состав УНИ-1 с	50 добавкой 0,1% масс, едкого кали ,	193	3,86
Состав УНИ-1 с	50 добавкой .	0,8% масс, едкого кади	378 .	1 56
Из табл. 9 видно, что состав УНИ-1 обладает высокой поглотительной способностью сероводорода. Один объем состава УНИ-1 поглощает 2,14 объема сероводорода. Это происходит при разбавлении состава УНИ-1 водой (начальная плотность состава УНИ-1 составляет 1250кг/м3). Имея высокое значение водородного показателя - около 10, состав УНИ-1 за 5...7 минут взаимодействия активно поглощает сероводород^ изменяя при этом цвет от светло-коричневого до черного. В результате поглощения сероводорода в составе УНИ-Г происходит образование нерастворимого осадка черного цвета. Химический анализ состава осадка показал, что этим осадком являются сульфиды металлов -главным образом железа. Воздействие на полученный осадок соляной кислотой приводило к его полному растворению.
Кроме этого, изучали влияние различных добавок на поглотительную ’ способность состава УНИ-1. В качестве таких добавок применяли известные реагенты, обладающие способностью поглощать сероводород: трилон "Б" и реагент Т-80. В наших экспериментах добавка этих реагентов в количестве до 0,5 % масс, не приводила к изменению поглотительной способности состава УНИ-1. Количественные изменения объема поглощенного сероводорода практически не изменились по сравнению с чистом составом УНИ-1.
Как уже отмечалось, исходный состав УНИ-1 имеет водородный показатель на уровне 10... 12. Разбавление состава УНИ-1 водой до •требуемой плотности при его применении в качестве ЖГС приводит к снижению водородного показателя. Поэтому представляло определенный интерес изучить влияние добавок щелочей на поглотительную способность состава УНИ-1. С этой целью к исследуемому составу УНИ-1 добавляли чистую щелочь - едкий калий. Как показали эксперименты, добавление щелочи сильно увеличивает поглотительную способность состава УНИ-1. Так, уже добавка 0,1 % масс. КОН приводит к росту поглотительной способности состава УНИ-1 в 1,8 раза. При этом состав УНИ-1 приобретает такую же поглотительную способность по отношению к сероводороду, как и исходный состав УНИ плотностью 1250кг/м3.
Дальнейшее увеличение содержания в составе УНИ-1 щелочи приводило к росту поглотительной способности сероводорода. Однако
34
темп прироста поглотительной способности по мере увеличения содержания в составе УНИ-1 КОН замедляется. Добавка,к составу УНИ -1 0,8 %масс. КОН (восьмикратное увеличение концентрации) приводит только к двукратному росту поглотительной способности состава УНИ-1. ' '
Таким образом, на основании проведенных экспериментов можно сделать вывод о том, что состав УНИ-1 в чистом виде обладает достаточной поглотительной способностью сероводорода. Данный факт позволяет расширить перспективы применения состава УНИ-1, в том числе в пластах, нефти которых содержат повышенные количества сероводорода. В случае необходимости применения состава УНИ-1 как ЖГС меньшей плотности обеспечение требуемой поглотительной способности возможно путем применения добавок ьйелочи в небольших количествах.
2.3.4	Влияние добавок полимеров на реологические свойства состава УНИ-1
С целью уменьшения глубины проникновения состава УНИ-1 в пласт при глушении скважин, вскрывших трещиноватые коллекторы, необходимо обеспечить ему высокую вязкость и структурномеханические свойства. Для придания этих свойств в состав УНИ-1 добавлялся полимер ПАА в различных концентрациях.
• Добавление полимеров в состав УНИ-1 увеличивает их эффективную вязкость, способствует структурообразованию и приданию им неньюгоновского характера фильтрации. Увеличение концентрации полимера вызывает повышение вязкости состава УНИ-1. Результаты реофизических исследований свойств состава УНИ-1 в смеси с ПАА представлены в табл. 10.
Таблица 10
Реологические свойства состава УНИ-1 при различных концентрациях ПАА
Концентрация ПАА, %масс.	Напряжение сдвига предельного разрушения структуры (НСПРС), Па	Эффективная вязкость при НСПРС, мПа*с ( Ц1)	Вязкость с разрушенной структурой, мПа*с, (Ц: )	
0	0	0	13.5	0
0)0	0	0	ПО	0
озо	6	80	4?Д	1 90.
055	16 5	13?	88 0	1 94
080	27 0	_?40	' юз о	_?зз
1Q0	41 0.	280	120 0,	2 33,
Из табл.10 видно, что с добавлением ПАА эффективная вязкость состава УНИ-1 монотонно возрастает практически по линейному закону.
35
До концентрации ПАА 0,3%масс. состав УНИ-1 ведет себя как ньютоновская жидкость, без проявления структурно-механических свойств. Дальнейшее увеличение концентрации ПАА приводит к возникновению аномалий вязкости и образованию в составе УНИ-1 полимерной структуры. Индекс аномалий вязкости или отношение |11/Ц2 резко возрастает, практически сразу же достигая максимума. Дальнейшее увеличение содержания в составе УНИ-1 ПАА не приводит к существенному росту отношения вязкостей и при концентрации около 0,6%масс наступает стабилизация изменений эффективной вязкости. В целом же добавление к составу УНИ-1 полимера снижает его текучесть до 10 раз, что благоприятно скажется в условиях применения состава в трещиноватых коллекторах и сократит объемы его поглощения в хорошо., проницаемые каналы и трещины.
2.4. Выводы
На основании литературного обзора работ и анализа промысловых материалов по применению различных составов ПЖ и ЖГС в операциях вскрытия пластов и глушения скважин перед ремонтами можно сделать следующие выводы.
1.	В настоящее время при вскрытии и глушении продуктивных пластов применяется большое число индивидуальных веществ и композитных составов, в той или иной мере обеспечивающих выполнение требуемых задач.
2.	Не существует положений и стандартов для выбора ПЖ и ЖГС применительно к конкретным геолого-физическим условиям нефтегазовых пластов. Часто выбор типа ПЖ и ЖГС осуществляется на основании опыта применения этих реагентов на других залежах.
3.	Использование в качестве ПЖ и ЖГС водных составов минеральных солей целесообразно на поздних стадиях разработки залежей и при высокой обводненности продукции скважин. Предпочтение при этом следует отдавать тем жидкостям и составам, которые содержат ионы калия с добавками соответствующих реагентов-регуляторов физикохимических свойств.
4.	Выбор ПАВ и полимеров для регулирования свойств ПЖ и ЖГС необходимо проводить на основании комплекса методов исследований их взаимодействия с породообразующими минералами и пластовыми флюидами / 3, 28, 29, 30, 52, 59, 62/.
5.	По возможности следует исключить применение водосодержащих ПЖ и ЖГС в условиях создания на забое скважин репрессии, так как при этом происходит необратимое снижение добывных возможностей скважин.
6.	Необходимо расширить объемы применения углеводородных ПЖ и ЖГС, аналогичных составу УНИ-1, обладающих комплексом положительных качеств и многофункциональными возможностями с точки зрения сохранения коллекторских свойств ПЗС.
36
3. ФИЗИКОХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРИМЕНЕНИЯ СОСТАВОВ УНИ В КАЧЕСТВЕ ЖИДКОСТИ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН
3.1.	Изучение влияния различных составов для глушения скважин на проницаемость образцов естественных горных пород’
Анализ геолого-промысловой информации по вопросам влияния ЖГС на показатели работы скважин свидетельствует о том, что в первую очередь применяемые ЖГС вызывают изменение коэффициента продуктивности и состава продукции. В свою очередь, изменение коэффициента продуктивности является следствием изменения таких параметров, как: абсолютные и фазовые проницаемости, насыщенности пород ПЗС жидкостями, интенсивность проявления капиллярных сил и других. Сложный состав породообразующих минералов и характер взаимодействия с проникающими в ПЗС жидкостями глушения являются причинами изменения фильтрационно-емкостных свойств пород и различных о^южнений при эксплуатации скважин. Поэтому для изучения процесса взаимодействия образцов естественных пород с различными ЖГС проводили лабораторные эксперименты по моделированию операций “глушения” и “освоения” образцов естественных песчаников ряда нефтяных регионов. Опыты по фильтрации и взаимовытеснению различных жидкостей выполняли в различных условиях: без и с созданием начальной водонасыщенности пористых сред при изменяющихся термодинамических условиях.
При анализе влияния различных составов ЖГС на проницаемость кернов использовались в основном результаты лабораторных исследований, полученные на базе Уфимского нефтяного института, а также института ВолгоУралНИПИгаз / 2 /.
Исследованию влияния на коллекторские свойства продуктивных пород подверглись ЖГС, в состав которых входят следующие реагенты: конденсированная сульфит-спиртовая • барда (КССБ); карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ); кремнийорганическая жидкость (ГКЖ-10); эмульгатор-стабилизатор (ЭС-2).
С помощью перечисленных реагентов были приготовлены ЖГС, состав и свойства которых приведены в табл. 11. Из таблицы видно, что три состава ЖГС (КМЦ, ОЭ и ГКЖ) имеют высокие значения вязкости и применяются в скважинах с целью ограничения их поступления в ПЗС при глушении. Причинами низкой фильтруемости этих ЖГС в пласт является наличие в их составе КМЦ, а также то, что ОЭ и ГКЖ являются обратными водонефтяными эмульсиями.	Применение
инвертноэмульсионных растворов достаточно широко распространено на промыслах при различных операциях: при цементировании, перед вторичным вскрытием, глушении скважин перед ремонтами и т.д. ЖГС на
1 Эксперименты выполнены совместно с А.Ю.Хариным. О.А.Гумеровым и Л.В.Семеновой
SI
основе обратных эмульсий по своему назначению должны обеспечивать сохранение коллекторских свойств пласта и исключать все негативные явления. Однако, как показывает практика, это не всегда возможно.
Основным свойством любой ЖГС является плотность. Из табл. 11 видно, что все шесть составов имеют плотность в пределах 1069...1134 кг/м3. Три состава ЖГС приготовлены с добавками КССБ. Обычно КССБ применяется- как компонент промывочной жидкости в бурении при вскрытии глиносодержащих пластов. Присутствие КССБ снижает интенсивность набухания глинистого материала. Кроме того, КССБ применяется в тампонажных работах - при взаимодействии с солями поливалентных металлов лигносульфаты образуют водонерастворимый гель. Такие составы применяются при борьбе с поглощениями. В жидкости глушения КССБ-3 помимо КССБ присутствует хлористый кальций и известь. Особенности взаимодействия хлористого кальция с глиносодержащими породами заключается в том, что из натриевой глины катионы натрия вытесняются катионами кальция, и глина превращается в кальциевую. Кроме этого, хлористый кальций используется и как утяжелитель ЖГС.
Таблица 11
Состав и физические свойства ЖГС					
Условное обозначение ЖГС	Состав	Концентрация компонентов, %масс.	Температура проведения опыта® С	Плотность, кг/м3	Вязкость, мПа*с
1	2	3	"	4	5	6
	КССБ	13,0	85	1080	0,917
ps	Зистил.вода ।	87,0			
КССБ-2 КССБ		20.0	85	1163	1,440
" Лйстил.вода ,		80.0 ,			
И?СБ2 I'aCaCl		. 5 0Г		1069 I	
JCa(OH)-. 1		4,0 |	85 ^1		1,10
КССБ		6 6 I			
♦	7 , |Встил вода 1		84 4	|		изо '	
flNaC1		14,9	30		28,100
KMX 1 Na-СОз		1,3			
^.|кмц		1,5	85	1113	5,400
. 4 Дистил вода		82 3			
	ЭС-2 . I	1,0 |			
Гкй I	кж	1	20	1		
	Зефть	I	37 Q ' 1	20	1134	не течет
	Води раст р				
	аС|- (плот-/	60,0			
1 г -/Юностью 1260					
1кг/м3)					
,	' |ЭС 2	|		1 0			
ОЭ I Нефть	I		39,0 |			-
т Вдн.раст- р			20 j	LP7	не теч ет
	aCh (12601	60.0 1		I1	
	г/м3)				
Продолжение табл. 11
1
Состав
УНИ-1
4	5	6
18	1170	11.000
40	1163	4.900
60	1151	2,900
Гидрооксид кальция - Са(ОН)2 плохо растворяется в воде. В насыщенном водном растворе может находиться всего 0.2 % масс, извести. Остальная масса извести образует в воде суспензию. В присутствии солей кальция известь способствует щелочной реакции и изменяет водородный показатель ЖГС.
Таким образом, все перечисленные составы по своему замыслу должны обеспечивать сохранность коллекторских свойств пород ПЗС при глушении скважин. Однако окончательный вывод о целесообразности их практического применения можно сделать только после тщательной проверки действия ЖГС на свойства естественных образцов пород в лабораторных условиях.
В процессе экспериментов по фильтрации было изучено влияние на проницаемость следующих составов ЖГС:
1)	обратные эмульсии с добавками эмульгатора-стабилизатора ЭС-2 (в дальнейшем условно обозначенные ОЭ);
2)	ЖГС с добавками КССБ в количестве 13 % (КССБ-1);
3)	ЖГС с добавками КССБ в количестве 20 % (КССБ-2);
4)	ЖГС с добавками ГКЖ-10 (ГКЖ-10);
5)	ЖГС на основе состава УНИ-1;
6)	ЖГС на основе поваренной соли NaCl.
Одновременно для полноты анализа влияния ЖГС на проницаемость кернов использованы результаты исследований ВолгоУралНИПИгаз. Здесь исследованию подвергались следующие жидкости глушения:
1.	Гидрогель магния
2.	Гидрофобная эмульсия
3.	Глинистый раствор
4.	Трехфазная пена
5.	Гидрофобная эмульсия 1
6.	Пенообразующая жидкость на жидком стекле
Проанализируем результаты исследований по каждому' из приведенных ЖГС. В нашей серии экспериментов исследования велись на естественных одиночных кернах продуктивных отложений как терригенных, так и карбонатных коллекторов. Характеристика кернов приведена в табл. 12.
39
Таблица 12
Характеристика образцов естественных пород
Шифр образца	Длина, см	ДЙметр,	| Пористость, см	%	Абсолютная пронмпаемкть *10? мкм 1	I Начамаа 1 1 вдюнасыщен- | | но стъ V 1
11 п	, 44		192	27	28
В	5, 1		28	92 9	33	30
ПП	6 1,	3 0,	19 1,	69	34
5	4	3	, 30	_. 29 6	206	45-
П1	2.4	3 0 ,			19.6 .	44	35
П9	47	3 Q		22?	281	22
га ?	7 —	3 0..		21 2 ,	218	34
ГВ	39	30	_21 9	321	31
пт :	7,	3 0,		9Q.9,	219	19
8В	4 7 ,	3 0 .			22 2 .	38	41 •
Методика проведения лабораторных экспериментов по фильтрации при моделировании процессов глушения и освоения скважин заключалась в следующем.
В предварительно очищенном от углеводородов и воды образце создавалась остаточная водонасыщенность. Затем пропусканием через образец нескольких поровых объемов дегазированной нефти добивались стабилизации проницаемости по нефти. После получения нескольких близких по значению (в пределах погрешности измерений) проницаемостей в обратном направлении проводили "глушение пласта". Эта операция заключалась в прокачке через образец с увеличенными в 2...3 раза скоростями фильтрации испытуемого состава ЖГС. В процессе "глушения пласта" определяли количество нефти, вытесненной из образца породы, динамику перепадов давления и количество профильтрованной ЖГС. Обычно объем прокачки ЖГС составлял 3...5 поровых объема образца. После глушения образец оставляли в контакте с ЖГС в течение 2...4 суток, что соответствует средней продолжительности ремонтных работ на скважине. По истечении этого времени опять в направлении из "пласта” в "скважину” проводили прокачку на малых скоростях нефти с определением промежуточных параметров процесса замещения в поровом объеме ЖГС нефтью. Вновь добивались стабилизации проницаемости по нефти и путем сравнения проницаемостей до и после "глушения-скважины" делали заключение об эффективности испытуемого состава ЖГС. Часто после завершения экспериментов с одним составом ЖГС на этом же образце проводили.испытание друтих составов ЖГС, причем за исходную проницаемость принимали проницаемость, полученную на предыдущем этапе экспериментов. Рассмотрим результаты экспериментов по фильтрации.
40
Таблица 13
Результаты испытаний влияния ЖГС на проницаемость
1 Шяфрь' образцового ~ Перв»е EjryuieHir •таяйКГС -репрссияМ а -падаиепрсницежк-тиюеле‘ освоение. % - дарееяяпооеЪс-воени^ М1а
естественных пород________________
и "II , 1 °В I 1 SB
ОЭ	ОЭ	1 NaCl
7,5	1	1,5	
79	1	43	90
T9, I !	04,
Второслуииис I
-типЖЮ	КССБ 1
•рврессия МаП	35
-падаие прзняцаекюс-ти изоле‘'осеения”, %
-	двпресия после *otx
юени^ МП i $ 7
КССБ-1
|	5,0
75 I 80
NaCl
I
50
Третъеглушение:
-ТИ1Ж1С । ( КССБ 1
-репрессиями ’	5 о.
-	падение прянмаемос-, типа cje ‘’освоения,0/^0 - денресш после? ос-воа«^' ,МПа	I э 7 _
। KCCEL-) | б О, i «
оэ
-•>0
Исследования влияния на проницаемость пород ОЭ. Опыты проводились с использованием ОЭ на образцах естественных пород ПГТ, 2В й 8В. После "глушения" и последующего "освоения пласта" наблюдали процесс снижения проницаемости по нефти. Соответственно для образца 2В оно составило 43, а для образца 1Ш - 79%. Причем стабилизация проницаемости после глушения ОЭ произошла приблизительно через 10 суток. Такой длительный процесс "освоения пласта" объясняется необходимостью замены в поровом объеме ОЭ. Как видим, полного замещения ОЭ нефтью не произошло. И та часть ОЭ, которая осталась в породе, с учетом реальных условий работы ПЗС. остается "погребенной”. Процесс задавки в образец 2В ОЭ сопровождался постоянным ростом перепада давления до величины 1,5 МПа. С учетом длины образца такой перепад давления соответствует градиенту давления около 30 МПа/м. "Освоение" образца 11П происходило при перепадах давления около 1,9 МПа, что соответствовало созданию градиентов давления 43 МПа/м. В реальных условиях освоения добывающих скважин создание таких градиентов давления затруднительно. Причиной больших градиентов давления является глубокое проникновение в породу ОЭ. И чем больше будет глубина проникновения ОЭ в пласт, тем большие градиенты давления нужно будет создать для извлечения ОЭ из ПЗС. Поэтому при использовании в качестве ЖГС ОЭ необходимо тщательно следить за
41
плотностью, т.к. при больших глубинах скважин небольшие превышения плотности ОЭ будут способствовать повышению репрессии й глубины проникновения ОЭ в пласт.
Определенный интерес представлял эксперимент по сравнению влияния на коллекторские свойства керна ОЭ и раствора хлористого натрия в воде (плотностью 1100 кг/м3)» Вначале образец естественного песчаника 8В (остаточная водонасыщенность 41 %) подвергался глушению водным раствором хлористого натрия. Каждый раз после глушения обратной перекачкой нефти добивались частичного восстановления проницаемости по нефти. Затем образец был подвергнут "глушению” ОЭ. И как результат получили снижение проницаемости приблизительно в 2,5 раза, т.ё' практически в образце 8В глубина снижения проницаемости получилась такая же, как и в образце 11П. Причем эффективность ОЭ оказалась даже ниже, чем обычной ЖГС (водный раствор хлористого натрия).
Исследование влияния на проницаемость пород КССБ. Эксперименты по определению влияния КССБ на проницаемость образцов естественных пород проводились также на образцах 11П и 2В. Как уже говорилось, предварительно на этих же образцах были выполнены опыты с ОЭ. Поэтому за исходные были взяты значения проницаемостей по нефти на первом этапе. Методика проведения экспериментов и обработка результатов были такими же, как и в опытах с ОЭ. Вначале были проведены опыты с КССБ-1, а затем с КССБ-2. Характер действия КССБ-1 и КССБ-2 на проницаемость исследуемых образцов был таким же, как и ОЭ. Каждое поступление в поровый объем ЖГС, содержащей КССБ, вызывало последовательное снижение проницаемости. После "глушения пласта" раствором КССБ-1 и КССБ-2 в образце 11П было получено уменьшение проницаемости образца соответственно на 75 и 50%. Аналогичные эксперименты в образце 2В привели к уменьшению проницаемости на 80 и 45%. Последовательное применение в качестве ЖГС водных растворов КССБ с различными добавками с каждым разом приводило к ухудшению проницаемости пород.
Из табл. 13 видно, что последовательное "глушение" образцов естественных пород КССБ-1 и КССБ-2 сопровождалось ростом на каждом цикле опыта как репрессии, так и депрессии. Единственным, на наш взгляд, объяснением отмеченного факта является то, что в образцах происходит постепенная кольматация наиболее крупных поровых каналов. С каждым "глушением" доля крупных каналов в образцах уменьшается. Поэтому для прокачки через образцы запланированных объемов ЖГС, а затем и нефти с сокращением количества проницаемых каналов требуются большие по значению перепады давления.
Обеспечить малую глубину проникновения ЖГС возможно путем правильного выбора объема и плотности ЖГС, а также недопущением создания на забое высоких репрессий при закачке ЖГС в ствол скважины.
Исследование влияния на коллекторские свойства пород ЖГС, содержащей ГКЖ. В опытах использовали образец естественных пород 8В с начальной водонасыщенноетью 22 %. Двукратное "глушение"
42
образца ГКЖ привело к снижению проницаемости; после первого глушения - в 10 раз: после второго - дополнительно в 2 раза. Таким образом, суммарное снижение проницаемости образца произошло в 20 раз.
Анализ условий фильтрации нефти до и после применения ГКЖ свидетельствует о последовательном росте величины депрессии и соответственно отключении высокопроницаемых поровых каналов. Суммарная величина роста депрессии составила около 6 МПа, т.е. почти в [Зраз. Большие объемы прокачки ЖГС практически одинаково привели к падению проницаемости в обоих направлениях: "из пласта в скважину" и "из скважины в пласт".
Результаты испытаний института ВолгоУралНИПИгаз.
В качестве пористой среды в опытах использовали насыпные модели из дробленого мрамора или промытого кварцевого песка. При проведении опытов через приготовленную модель последовательно прокачивали:
а)	воздух или азот с определением газопроницаемости породы;
б)	пресную воду с определением водопроницаемости породы;
в)	углеводородную жидкость с определением проницаемости по ней;
г)	жидкость глушения (промывочная жидкость).
Результаты исследований приведены^ табл. 14. Из результатов видно, что в условиях опыта при применении бурового раствора проницаемость пористой среды для углеводородной жидкости снижается в 5,3 раза, при применении гидрогеля магния - в 2.6 раза, при применении трехфазной пены (содержащей глину) - в 2 раза, при применении гидрофобной эмульсии - в 1,7 раза и при применении пенообразующей жидкости на базе жидкого стекла - в 1,5 раза. Проницаемость пористой среды для водной фазы при применении гидрофобной эмульсии снижается в 2.7 раза.
Таблица 14
Результаты исследования влияния различных ЖГС на фильтрационные параметры моделей пористых сред
Показатель 		Типы ЖГС					
	Гидрогель магния	Гидрофобная эмульсия (1)	Глинистый раствор	Трехфазная пена	Гидрофобная эмульсия (2)	Пенообразующая ж-ть на жидком стекле
к.	0.70	0.69	0.73	0.62	0,67	4.55
к,-	0.27	0,41	0.14	0,32	0.25	3.14
	0.39	0.60	0.19	051	0,37	0,69
Примечание: Ki- проницаемость модели - пласта по углеводородной жидкости до ‘‘глушения”, мкм2; Кз- то же, после проведения ‘‘глушения” и ^‘освоения” модели, мкм2.
Исследование влияния на проницаемость состава УНИ-1. В опытах использовали образец естественных пород Архангельского месторождения Татарстана с абсолютной проницаемостью 0,028 мкм2, диаметром 2,8см и
43
длиной 4,7см. Остаточная водонасыщенносгь в образце составляла 28,7%. В результате двух последовательно выполненных “глушений” с применением состава УНИ-1 плотностью 1150 кг/м3 (1 “глушение”) и 1300 кг/м3 (2 “глушение”) получили: после первой стадии восстановление проницаемости на 92%, а после второй стадии проницаемость образца восстановилась полностью - т.е. на 100%.
Отсутствие полного восстановления нефтепроницаемости в первой части эксперимента, вероятно, объясняется большим содержанием в составе УНИ-1 воды. Однако даже в смеси с водой состав УНИ-1 по эффективности намного превосходил другие составы ЖГС.
На основании выполненных лабораторных исследований по изучению влияния различных ЖГС на коллекторские свойства пород можно сделать следующие выводы.
1.	Применение традиционных ЖГС в виде водных растворов минеральных солей приводит к снижению проницаемости от 50 % до нескольких раз (в зависимости от начальной проницаемости).
2.	Основными причинами снижения проницаемости пород являются: рост насыщенности каналов фильтрации по воде и взаимодействие породообразующих минералов с ЖГС; изменение объемных характеристик породообразующих минералов; рост капиллярных сил на границе раздела двух несмешивающихся фаз при попадании водных растворов ЖГС в малопроницаемые участки породы.
3.	Применение ЖГС на основе обратных эмульсий и КССБ приводит к дополнительному снижению проницаемости "по нефти".
4.	Увеличение кратности операций "глушения" естественных образцов пород последовательно ведет к снижению проницаемости за счет кольматации и уменьшения количества высокопроницаемых поровых каналов, принимающих участие в фильтрации.
5.	Моделирование процесса "освоения скважин” показало, что полного вытеснения всех испытанных составов из пористой среды -не происходит.
6.	По мере роста количества "глушений" имеется тенденция увеличения репрессий и депрессий при "освоении" скважин.
7.	Применение в качестве ЖГС состава УНИ-1 обеспечивает полное восстановление проницаемости.
3.2.	Особенности процессов вытеснения одних жидкостей другими при моделировании операций глушения и освоения скважин1
Моделирование процессов глушения и освоения скважин проводили на составных моделях пористых сред, содержащих не менее трех образцов естественных пород. Между торцами контактирующих образцов пород устанавливали прокладки из фильтровальной бумаги, что позволяло
1 Эксперименты выполнены совместно с А.Ю.Хариным, О.А.Гумеровым и Л.В.Семеновой
44
рассматривать составную модель как единое целое. С целью уменьшения влияния “концевых эффектов” на концах моделей размещали низкопроницаемые образцы пород, а в середине - более проницаемые. Предварительно в каждом естественном образце породы моделировали остаточную водонасыщенность моделью пластовой воды в пределах 25...40%.
Методика проведения экспериментов по вытеснению заключалась в следующем. После установки в кернодержателе образцов пород и проверки целостности, герметичности модели пласта проводили прокачку через модель нефти. Продолжительность прокачки определяли достижением стабилизации проницаемости модели по нефти. Полученное значение проницаемости принимали за исходное. Первоначальное направление фильтрации соответствовало условиям притока нефти из “пласта в скважину”. Затем модель пласта подвергали “глушению” - что означало прокачку через модель выбранной ЖГС в направлении, обратном первоначальному, т.е. из “скважины в пласт”. Процесс “глушения” модели пласта заключался в пропускании через модель нескольких (до восьми) поровых объемов. Скорости прокачки ЖГС в 3...5 раз превышали скорости фильтрации нефти при работе модели в направлении из “пласта в скважину”. На наш взгляд это отвечает реальным условиям глушения скважин, когда на забое создаются высокие репрессии, благодаря которым большие объемы ЖГС проникают в пласт. Продолжительность операций “глушения” моделей пласта также определяли по моменту стабилизации проницаемости модели по ЖГС. Затем модель пласта оставляли в покое на время до 4 суток.
По окончании операции “глушения” модели пласта вновь в направлении из "пласта в скважину” на малых скоростях фильтрации проводили прокачку нефти. Выполненные операции составляли один цикл “глушения-освоения” модели пласта. Всего на моделях проводили до 7 циклов “глушения” и “освоения” скважин. В процессе экспериментов по вытеснению в соответствии с / 54 / проводили замеры следующих параметров:
-	объем вытесненной из модели жидкости;
-	текущее значение перепада давления;
-	текущее значение температуры;
-	количество прокачанной жидкости.
Все эксперименты проводились для условий Повховского месторождения Тюменской области при температуре 85°С и давлении 13 МПа. Результаты этих экспериментов представлены на рис. 1...3 и в табл. 15. При моделировании работы ПЗС использовали составную модель пласта, .состоящую из естественных образцов, П11. П5, П9 и П1. Именно в таком порядке они были установлены в кернодержателе. Наиболее проницаемые образцы П9 и П5 находились в середине модели, а низкопроницаемые П11 и П1 - служили для уменьшения влияния “концевых эффектов”. Начальная величина проницаемости модели по нефти составляла 0,076 мкм2. В опытах было проведено семь операций
Таблица 15
Изменение параметров вытеснения “глушения - освоения” скважин
при моделировании процессов раствором ЖГС (сеноманская кальций плотностью 1150кг/м3).
“глушения - освоения” минерализованная вода+хлорисгый
Модель пласта: количество образцов - 4 (П11+П5+П9+П 1); начальная абсолютная проницаемость - 0.076мкм2; числитель - “глушение” модели; знаменатель - “освоение” модели пласта
			Циклы	“г л у Ш 1	и и я - О С в	о е и и я”	модели	пласта	
Показатель	мпв		. 1	1	г 1	3 •	4	1	5	1	6	7
			0,034	0,023	0,015	0,018	0,016	0,017	0,014
Проницаемость, мкм2	0,023		0,024	0,021	0,014	0,013	0,011	0,010	0,009
же, отнесенное *			0,442	0303	0,197	0,239	0,204	0,218	0,182
доли «Я.	0,366		0,297	0,272	0,(83	0,171	0,(38	0,132	0,120
«^ФФцииент 8ыгвснеиия,	0,470		0,560	0,520	0,360	0,460	0,440	0,480	0330
Одц ед лерепЗД дв8ле_ Н“я, МПа °™' Лдед<доЯйе	”	0,330		0,420	0,410	0,410	0,460	0,051	0,220	0370
	0,160		0,280	0,400	0,720	0,560	0,720	0,840	0,840
	1,840		1.360	1,980	2,680	3,820	4,460	4,600	5,440
	0,480 1,840 0,710	•	0,840 1Д60~ 0,590	0,880 1,980 0,550	Г880 2,680 0,560	1,120 3,820' 0,620	' 1’280 4,460 0,650	2,240 4,600 0,390 f	11,400 5,440 0380
'* • и < ти	0,370		0,230	0,260	0,360	0Д40	0,360	0,210	0,260
Проп	«Л %b° воде ТакАжж Д ь исвЫ е°н	0,290		0,410	0,450	0,440	0,380	0,350	0,610	0,620
	0,630		0,770	0,740	0^640	0,660	0,640	0,790	0,740
н"ясам^^"-^е:	2		2	4	2	1	4	I	1
о ел	с	2		20	2	4	2	2	3	4
46
a) K*103
Количество циклов "глушения",N
6)	К*103
Рис. 1. Влияние количества циклов “глушения-освоения” ( N ) модели пласта на ее проницаемость { К, мкм2):
а - после операции “глушения” модели пласта;
б - после операции “освоение” модели пласта
47
а) ДРреп
Количество циклов "освоения", N
Условные обозначения:
ДРреп и ДРдеп - соответственно относительные (отнесенные к начальным при N=l) репрессии и депрессии
Рис.2.	Динамика перепадов давлений при моделировании
“глушения” и “освоения” модели пласта:
а - после операции “глушение” модели пласта;
б - после операции “освоение” модели пласта
48
a)
отн
отн
Рис.З. Влияние количества циклов“глушения-освоения” ( N ) модели пласта на ее относительную проницаемость (Кота):
а - после операции “глушение” модели пласта;
б - после операции “освоение” модели пласта
49
“глушения” и “освоения” модели пласта. Перед моделированием операций глушения и освоения скважин через модель пласта прокачали семь поровых объемов модели пластовой воды (пласт БВ«). Затем в обратном направлении фильтрации модель пластовой воды была заменена на нефть. Целью этой операции являлось моделирование процесса естественного обводнения продукции скважин после их ввода в эксплуатацию из бурения. На следующих стадиях эксперимента в модель пласта подавали либо ЖГС (смесь сеноманской минерализованной воды и хлористого кальция плотностью 1150кг/м3), либо нефть.
Из рисунков и таблицы видно, что поступление в модель пластовой воды, несмотря на близость ее химического состава с пластовой, привело к уменьшению проницаемости модели пласта в 2,7 раза. Небольшое отличие в составах растворенных в водах солей позволяет предположить, что причиной уменьшения проницаемости модели пласта явилось не взаимодействие вод с поверхностью каналов фильтрации, а увеличение насыщенности порового объема водой и снижение фазовых проницаемостей для нефти. Все дальнейшие операции “глушения и освоения” модели пласта также сопровождались неуклонным снижением проницаемости модели. Так, после первого “глушения” снижение проницаемости модели по ЖГС составило 56%, после второго - 70% и после третьего - 80%. В дальнейшем снижение проницаемости модели в результате попадания ЖГС практически прекратилось (изменения проницаемости сопоставимы с погрешностями измерений) и после всех последующих “глушений” (включая седьмое) проницаемость модели оставалась на уровне значения после третьего “глушения”.
Аналогичным образом изменялась и проницаемость модели пласта по нефти после проведения ’’освоения”. Причем значения проницаемости модели пласта по нефти всегда были ниже значений проницаемости модели по ЖГС. Первое “освоение” модели пласта произошло при снижении начальной проницаемости на 70%, второе - на 73%, третье - на 82%, четвертое - на 83% и седьмое - на 88%. Особенностью операций по “освоению” модели пласта было то, что стабилизация изменения проницаемости происходила на момент шестого-седьмого цикла. Это почти вдвое дольше, нежели для операций “глушения” модели пласта.
Так как эксперименты проводились при условиях постоянные расходы-меняющиеся перепады давления, уменьшение проницаемости модели пласта приводило к росту перепадов давления на концах кернодержателя. Изучение динамики перепадов давления свидетельствует о том, что на протяжении всех стадий экспериментов имело место неуклонное увеличение перепадов давления как при “глушении”, так и при “освоении” модели пласта. Стабилизации перепадов давления на последних циклах операций, как это наблюдалось для проницаемостей, не происходило. Конечное увеличение перепадов давления во время операций “глушение” составило 5,2, а для “освоения” - 2,9 раза. Во всех циклах перепад давления при “глушении” превышал перепад давления при ’’освоении”.Причем разница между конечными значениями перепадов
50
давления по нефти и ЖГС от цикла к циклу растет. Объяснением отмеченного явления может быть: увеличение эффективной вязкости фильтрующейся смеси воды и нефти при росте насыщенности модели пласта по воде, уменьшение проницаемости для нефтяной фазы, интенсификация проявления капиллярных эффектов во время совместного движения нефти и ЖГС. а также уменьшение проходного сечения каналов фильтрации. Одновременное действие всех перечисленных факторов привело в конечном итоге к таким сильным изменениям фильтрационных характеристик модели пласта.
Важный вывод можно сделать из анализа коэффициентов вытеснения. Прокачка через модель пласта 7...8 поровых объемов ЖГС и 11...12 объемов нефти не приводила к полному замещению одной жидкости другой. В лучшем случае (после первых двух ‘’глушений”) значение коэффициента незначительно превышало 50%. Эти результаты получены в лабораторных условиях, когда есть возможность создавать практически любые депрессии и репрессии. В условиях скважины обеспечение таких режимов глушения и освоения пластов не всегда бывает возможным. Следовательно, конечных результатов - уменьшения проницаемости ПЗС. коэффициентов продуктивности, дебитов и роста обводненности продукции скважин можно ожидать в значительно больших пределах.
По результатам проведенных экспериментов были рассчитаны и построены графики относительных фазовых проницаемостей модели пласта (см. рис. 4...7). Полученные значения фазовых проницаемостей аппроксимированы уравнениями регрессии, вид которых приведен также на рис.4...7. Анализ насыщенности модели пласта по нефти и воде показывает, что по мере увеличения кратности операций “глушения’' имеет место тенденция увеличения начальной насыщенности по воде и снижения насыщенности по нефти. В крайних точках произошло уменьшение насыщенности модели пласта по нефти в 1,87 раза, а увеличение насыщенности по воде составило 2.13 раза. Расположение линий относительных проницаемостей на графиках по мере увеличения количества циклов “глушение-освоение”' становится более крутым - т.е. происходит поворот линии относительных проницаемостей по нефти по 'часовой счрелке, а соответствующих линий по воде против часовой стрелки. Это означает, что даже при-небольшом увеличении насыщенности ПЗС по воде может наступить ситуация, когда фильтрация нефти практически прекращается. С увеличением количества циклов глушения модели пласта это происходит при меньших насыщенностях порового объема водой. Например, после 5 цикла глушения модели пласта фильтрация нефти прекратилась при достижении насыщенности по воде 0,63. Дальнейшее увеличение насыщенности модели пласта по воде происходит в условиях поступления из модели только воды и незначительных количеств нефти, увлекаемых потоком воды. По форме эта нефть должна иметь каплевидную или шнуровидную форму с размерами, соответствующими размерам каналов фильтрации (около 10...20мкм). Последнее, с учетом роста градиентов давления при фильтрации, означает,
-Kt* = 140.945' - 374. EES4 + 397. MS1 - 20ЬЛ25г + 53.52S - 5.42
К н = - 0. 5 7 S	0. 4 л
и „ J 5 				
я ?				
г £ g £				
Is 'J"°1		K,		K.
с i S	Г1 Л Ci .		"*“^М,****|Ш^	^***•1*—	
k c. ‘-/io-c				******и*****и*^^.
0, 00 '				
0,4 5	0,50	0,55	0,60	> 0,65
ЬОДОНЙСкСДв ННОСТ'Ъ , доли f\n.
Рио. 4. ОФП после моделирования 1 цикла операций "глушения-освоениЕ4 модели пласта оенемаиокой водой
Кн'' * .?s-2'5 9. 9S’4-* 3'	. CiS' - l'.1 С. i S' * 50, OS - 5.3
Рио. 5.	04 Г1 после моделирования 2 цикла операций ’'глуиенвд-
освоенкя'1 модели n.naoiia сеноианокой водой
Ев = 2Ш. 4S!-7Ci34 .4S4+696F . 1S4-342CL 2S’ + E33.F S - F3,D
откосят’'’Льные фазовые проницаемости,?доли
KH » -1436.4 S5 + 4262.5 S4 - 5120 S3 + 3073.1 S2 - 926.В S + 112.5
Водонасъппенность, доли ед.
Риа. 6, ОФГ1 после моделирования 4 цикла операции ’'глушения-освоения'’ модели плаота оенсианской водой
К» = -£524SEtJ4*65s’-lb?43s’-tS371S!-2Z20S't23S
Re. =	s  0.B4B2
Водонасышлньость, Доли ел.
Ри°. 7. ОФП после моделирован™ 5 цикла операций"
1?лу1лония-осЕ.ое}Гия"модепи пласЛ’а оепоманокой
воДой
55
что после проникновения в пласт ЖГС при освоении скважин'на забой поступает тонкодисперсная водонефтяная высоковязкая смесь.
Таким образом, проведенные лабораторные эксперименты подтвердили отрицательное влияние водных ЖГС на фильтрационные параметры естественных нефтенасыщенных пород, усиливающееся по мере увеличения количества операций глушения. Изменение этих параметров является необратимым, т.к восстановления первоначальных значений параметров не наблюдается даже при длительном пропускании через модель пласта нефти.
3.3.	Механизм взаимодействия составов глушения скважин с продуктивными нефтегазонасыщенными породами
Проникновение в ПЗС фильтрата промывочной жидкости или ЖГС сопровождается многочисленными процессами взаимодействия призабойной зоны с задавочными жидкостями. В целом механизм взаимодействия пласта и ЖГС можно представить из нескольких составляющих:
-	взаимодействие ЖГС с пластовыми флюидами;
-	взаимодействие ЖГС с твердой поверхностью каналов фильтрации;
-	взаимодействие ЖГС с фильтровой частью конструкции скважины. Рассмотрим их отдельно.
Взаимодействие ЖГС^е пластовыми флюидами
Главным результатом взаимодействия ЖГС с пластовыми флюидами является резкое изменение насыщенностей пласта по нефти и воде. Так как в большинстве ЖГС содержится водная фаза, то обычно попадание ЖГС приводит к росту насыщенности пласта по воде и, наоборот, снижению насыщенности по нефти. Вследствие этого происходят изменения условий фильтрации пластовых флюидов. "
Прежде всего при ^смешении вод, отличных друг от друга по химическому составу растворенных солей и минерализации, создаются благоприятные условия для нарушения химического равновесия и выпадения твердых осадков непосредственно в ПЗС, перфорационных каналах или скважинном оборудовании. Вероятность выпадения солей в ПЗС достаточно велика, так как обычно в ПЗС имеют место повышенная температура и большие перепады давления при течении . жидкостей через перфорационные каналы. Обзор литературных источников по вопросу выпадения солей в ПЗС показывает, что, как правило, отложения солей образуются только в перфорационных каналах / 6 /. Использование боковых сверлящих перфораторов (опыты УГНТУ) подтвердили, что именно в перфорационных каналах обнаружены отложения солей.	.	'
Другим видом осложнений, возникающих при попадании ЖГС в пласт, является интенсивное перемешивание нефти и ЖГС в каналах фильтрации. В результате такого перемешивания в зависимости от размеров каналов фильтрации образуются высоковязкие,
56
тонкодисперсные водонефтяные смеси, приближающиеся по своим свойствам к устойчивым водонефтяным эмульсиям. Так, для условий нефтяных залежей Волго-Уральской провинции размер частиц дисперсной фазы находится в пределах до 2G мкм. Лабораторный анализ физических свойств таких водонефтяных эмульсий в свободном объеме показал, что их эффективная вязкость при содержании воды до (40...70)% на порядок и более превышает вязкость нефти / 33 /. Учитывая небольшой размер и неоднородную структуру каналов фильтрации возникают дополнительные затраты энергии на проталкивание высоковязкой смеси жидкостей через сужения каналов. Приблизительный расчет потерь энергии на деформацию вязкой жидкости показал, что они сопоставимы с затратами энергии на преодоление капиллярных сил (около 30...50)%. Интенсивность проявления самих капиллярных сил также значительно возрастает. Многочисленные "эффекты Жамена" оказывают кольматирующее 'действие на фильтрацию нефти и практически необратимо закупоривают каналы фильтрации. В ПЗС, как известно, имеют место наибольшие по величине градиенты давления. Но, по данным лабораторных исследований, выполненных на кафедре РНГМ УГНТУ, даже таких значений градиентов давления оказывается недостаточно для вовлечения в фильтрацию высоковязких водонефтяных смесей. Блокировка мелких и средних каналов фильтрации способствует быстрому обводнению более крупных каналов и вызывает интенсивный рост обводненности продукции после освоения скважин.
Сильное увеличение насыщенности ПЗС по воде способствует изменению характера фазовых проницаемостей пласта. Выполненные нами расчеты относительных фазовых проницаемостей для нескольких последовательно смоделированных операций "глушения" и “освоения" моделей пласта показали, что при каждом последующем "глушении" расположение линий относительных проницаемостей становится более крутым. Поэтому уменьшение скоростей фильтрации нефтяной фазы после глушений пласта происходит при все меньших увеличениях водонасыщенности ПЗС. Конечным " результатом этого является увеличение темпа снижения доли нефти в составе продукции скважин и коэффициента продуктивности. Практика показывает,что после 4...7 глушения ухудшение фильтрационных параметров естественных песчаников и технологических показателей работы скважин стабилизируется. Дальнейшее увеличение кратности операций глушения пласта уже не приводит к сильному снижению характеристик ПЗС. Анализ промысловой информации_ по "многоремонтным" скважинам Волго-Уральского и Западно-Сибирского регионов, т.е. по скважинам с числом операций глушения больше 7, показал, что они работают на (20...40)% от своих возможностей.
Взаимодействие ЖГС с твердой поверхностью каналов фильтрации Состав горных пород нефтяных залежей чрезвычайно разнообразен. Среди породообразующих минералов многие обладают чувствительностью по * отношению к водам. Поверхность таких
57
минералов обычно является гидрофильной. Однако на различных участках гидрофильной поверхности имеются участки, которые после длительного контакта с нефтью стали гидрофобными. Поэтому при попадании в ПЗС фильтрата промывочных жидкостей или ЖГС на контакте порода-жидкость происходят сложные физикохимические процессы, оказывающие сильное влияние на условия фильтрации нефти и воды.	'
Наиболее чувствительными к водам среди породообразующих минералов являются глины. В литературе имеется обширная информация по вопросам взаимодействия глин и различных тцпов вод. Результатом такого взаимодействия является увеличение объема глинистых частиц или слоев. Количество и состав глинистых минералов в нефтяных пластах разнообразны и пласты по-разному реагируют на контакт с водами. Нами с использованием прибора Жигана-Ярова проводились исследования взаимодействия различных глинистых минералов и раздробленных образцов естественных горных пород при их контакте с минерализованными воДами. Было установлено, что уровень "набухаемости" чистых глин сопоставим с приростом, объема образцов полимиктовых песчаников. В количественном отношении глины "набухают" сильнее естественных пород. Но динамика процесса взаимодействия полимиктовых песчаников с водой значительно сложнее. Если для глин скорость прироста объема с максимального значения по мере роста продолжительности контакта с водой постепенно уменьшается, то для образцов естественных горных пород получена отличная от глин динамика набухания. Темп роста скорости набухания в начальные моменты контактирования у песчаников ниже, чем у глин. Однако продолжительность роста скорости, набухания у песчаников больше, чем у чистых глин. Если после стабилизации процесса взаимодействия пород с водой набухшую породу привести в контакт с водой другого химического состава, то для естественных горных пород наблюдается четкий прирост скорости набухания. Для глин скачок в увеличении скорости набухания значительно меньше. В дальнейшем последовательная замена вод различной минерализации и химического состава при каждой замене воды приводила к продолжению процесса набухания минералов.
Из полученных результатов можно сделать вывод о том, что каждое попадание в ПЗС новой по составу и минерализации водной ЖГС приводит к взаимодействию горной породы с водой. Результатом такого взаимодействия является увеличение объема горной породы и уменьшение проходного сечения каналов фильтрации. Даже в случае, если горная порода представлена песчаником, в опытах по моделированию процессов "глушения-освоения" моделей пласта отмечалось уменьшение проницаемости образцов пород. На наш взгляд, причиной этого может быть взаимодействие цементирующего вещества с ЖГС. Анализ видов цементов естественных песчаников свидетельствует о том, что большинство их активно взаимодействуют с водами и изменяют свои
58
объемные характеристики. Пластинчатое строение большинства водочувствительных минералов обусловливает увеличение толшины межслойного пространства в минералах при их контакте с водами. Предельным случаем такого взаимодействия может быть перпендикулярное к оси канала расположение отдельных чешуек минерала и уменьшение размеров канала фильтрации. Дальнейшая замена типов вод не приводила к уменьшению степени набухания минералов. Из данного факта можно сделать вывод о том, что в процессе глушения скважин водными составами и изменения размеров каналов фильтрации происходит необратимое уменьшение проницаемости ПЗС и коэффициентов продуктивности скважин.
Взаимодействие ЖГС с фильтровой частью
Применение в качестве ЖГС водосодержащих составов имеет еще одну отрицательную сторону. Как известно, тампонажные составы обладают свойством коррозии. В результате в теле цементного камня 'появляются трещины и имеет место проникновение вод в пласты с меньшим давлением, нарушение равномерности притока нефти на забой скважин из отдельных пропластков. Кроме того, контакт стальной обсадной колонны с коррозионно-активными водами приводит к уменьшению толщины стенок труб и сокращению сроков безаварийной эксплуатации обсадной колонны.
Все перечисленные факторы в условиях скважины действуют одновременно, поэтому ухудшение условий работы ПЗС происходит сразу же после первого глушения скважины. Предотвратить или уменьшить степень отрицательного воздействия ЖГС на продуктивный пласт и скважину можно только путем изменения технологии процесса (все работы в стволе проводить при условии существования на забое депрессии) или заменой водных ЖГС на такие, которые обеспечивают полную сохранность коллекторских характеристик пласта и скважин.
3.4.	Перспективы применения состава УНИ-1 в качестве жидкостей глушения при проведении вторичного вскрытия пластов и перед ремонтами
Весь предыдущий материал, посвященный применению различных типов и видов ЖГС при вскрытии пластов и глушении скважин перед ремонтами, свидетельствует о сильном влиянии этих составов на коллекторские характеристики пород призабойной зоны скважин. Использование в качестве задавочных и промывочных жидкостей водных составов в чистом виде и с добавками различных реагентов, жидкостей на углеводородной основе, различных эмульсий, гелей, пен и других даже в условиях малых объемов проникновения ЖГС в пласт способствует возникновению многочисленных осложнений при освоении и выводе на запланированный режим эксплуатации скважин. Исключить отрицательное влияние подобных ЖГС возможно несколькими путями:
59
1.	Применением в качестве ЖГС таких составов, которые при взаимодействии с флюидами и твердой поверхностью пласта не способствуют возникновению осложнений и облегчают приток нефти иа забой скважин.
2.	Проведением работ по вскрытию пластов и глушению скважин перед ремонтами в условиях создания на забое скважин' давления меньше пластового.
3.	Применением специальных забойных отсекателей, предотвращающих поступление ЖГС в пласт.
При современном состоянии техники и технологий проведения вскрытия пластов и глушения скважин первый путь представляется наиболее предпочтительным. Но обязательными условиями применения подобных ЖГС является: возможность обеспечения требуемых величин забойных давлений в достаточно широком диапазоне, экологическая чистота, многофункциональность действия на скважину и пласт, инертность по отношению к • процессам переработки нефти и т.д. За рубежом для этих целей широко используются сжатые газы (например азот). В отечественной нефтедобыче, применение этой технологии сдерживается отсутствием высокопроизводительных по давлению и производительности компрессоров. Поэтому, в данном случае, речь идет о применении специальных жидкостей. Ранее (см. разд.2.3 и 3.1) уже освещались вопросы применения новых ЖГС, обеспечивающих лучшее сохранение коллекторских характеристик ПЗС по сравнению с традиционными. Наилучшими, на наш взгляд, являются высокомолекулярные спирты. Они отвечают всем требованиям, предъявляемым к ЖГС. Одной из таких ЖГС является состав УНИ-L
В отличие от водных ЖГС состав УНИ-1 обладает рядом преимуществТсреди которых наиболее существенными являются:
-	способность поглощения практически любых типов вод, благодаря чему происходит декольматация каналов фильтрации и увеличение объемов притока нефти на забой скважин;
-	наличие поверхностно-активных компонентов в составе. УНИИ обеспечивает снижение межфазного натяжения на границах раздела сред и облегчение условий фильтрации жидкостей в породе;
-	низкое поверхностное натяжение состава УНИ-1 на границе с нефтью и породой благоприятствует его проникновению в призабойную зону и в конечном итоге улучшает условия притока жидкостей в скважину;
-	высокая поглотительная способность состава УНИ по отношению к сероводороду позволяет обеспечить лучшие экологические условия для работы, ремонтных бригад на скважинах и уменьшить коррозию оборудования;
-	простота регулирования рабочих параметров ЖГС перед проведением операции глушения пласта;
-	высокая технологичность применения как ЖГС, без усложнения операций по задавке жидкостей глушения в скважину и пласт.
60
3.5. Выводы
По результатам лабораторных исследований процессов фильтрации и взаимовытеснения одних жидкостей другими при моделировании операций глушения и освоения скважин сделаны следующие выводы.
1.	Применение в качестве ЖГС водосодержащих составов приводит к необратимому ухудшению фильтрационных характеристик образцов естественных песчаников. Уменьшается их абсолютная проницаемость, фильтрация нефти при “освоении” модели пласта происходит при значительно больших перепадах давления. Проникшая в модель пласта ЖГС полностью не извлекается при “освоении” даже при длительной прокачке через модель нефти.
2.	Добавление к ЖГС ПАВ или полимеров незначительно облегчает процесс “освоения” модели пласта, но не обеспечивает сохранности коллекторских характеристик естественных песчаников.
3.	По мере увеличения кратности операций “глушения” модели пласта темп ухудшения фильтрационных характеристик модели замедляется и на момент 4-5 “глушения” наблюдается стабилизация фильтрационных параметров.
4.	Каждое новое “глушение” модели пласта сопровождалось снижением коэффициентов вытеснения проникшей в модель пласта ЖГС и увеличением градиентов давления, необходимых для извлечения ЖГС из модели при моделировании освоения пласта.
5.	Расчеты относительных фазовых проницаемостей показали, что по мере увеличения количества циклов глушения модели пласта имеет место резкое увеличение проницаемостей по ЖГС при одновременном снижении проницаемостей по нефти. Причем границы интервалов существования двухфазного движения нефти и ЖГС с увеличением кратности “глушения" модели пласта сокращаются.
6.	Увеличениежоличества операций “глушения” модели пласта приводит к снижению конечного значения водонасыщенности модели, при которой фильтрация нефти прекращается.
7.	Из всех испытанных ЖГС наилучшим образом сохраняют коллекторские характеристики естественных нефте- и водонасыщенных песчаников жидкости глушения, приготовленные на основе состава УНИ-1.
61
4. ТЕХНОЛОГИИ ПРИМЕНЕНИЯ СОСТАВОВ УНИ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН
4.1.	Выбор рабочих параметров жидкостей глушения скважин
Целью данного раздела является облегчение выбора объема и плотности ЖГС с учетом величины пластового давления в окрестности скважины и допустимых превышений забойного давления над пластовым. Выбор рабочих параметров ЖГС осуществляется с помощью разработанных таблиц и номограмм / 30 I:	t ' '
1)	номограммы по определению объема ствола скважины;
2)	номограммы для определения объема НКТ по телу труб;
3)	таблиц и номограмм для определения требуемой плотности ЖГС.
Исходными данными для выбора рабочих параметров ЖГС являются:
-	поинтервальная толщина стенок обсадных труб (S, мм);
-	наружный диаметр труб обсадной колонны (D, мм);
-	наружный диаметр колонны НКТ (Dkkt, мм);
-	длина ствола скважины (НИаж, м);
-смещение забоя от вертикали (L, м);
-пластовое давление (Рпл, МПа).
Порядок работы с таблицами и номограммами следующий. Так как, практически всегда, обсадная колонна труб составляется . из труб, имеющих разную толщину стенок, то при определении объема ЖГС необходимо учесть влияние толщины стенки труб на. внутренний объем скважины. Обычно эти данные берутся из описания конструкции скважины, где приводятся • значения толщин стенок труб на отдельных интервалах обсадной колонны. Если в конструкции скважины несколько интервалов обсадной колонны имеют одинаковую толщину стенок, то длины интервалов суммируются. Зная длину интервала с заданной толщиной стенки, определяют объем ’ скважины на каждом интервале обсадной колонны. Объем внутреннего пространства скважины находится путем суммирования объемов всех интервалов обсадной колонны.
При подготовке к освоению скважины после бурения для замены ПЖ на ЖГС в скважину спускают НКТ, объем которых по телу труб следует-учесть при определении потребного объема ЖГС. Объем НКТ по телу труб находится по справочнику / 66 / или с помощью специально разработанных номограмм / 30/. Таким образом, объем ЖГС для проведения ремонтных работ или освоения скважин после бурения определится как разность между объемом скважины и объемом колонны НКТ по телу трубы.
Выбор плотности ЖГС производится по величине текущего пластового давления в окрестности скважины с помощью номограммы. (рис.8), составленной с учетом допускаемой величины превышения забойного давления над пластовым и заполнения ЖГС всего ствола скважины. Порядок пользования номограммой рассмотрим на примере
62
скважины 4099/18 Повховского месторождения. Исходные данные для расчета:
1.	Длина ствола скважины - 2778 м.
2.	Отход забоя от вертикали - 377.1 м.
3.	Пластовое давление - 28 МПа.
4.	Наружный диаметр НКТ - 0.073 м.''
5.	Толщина стенок НКТ - 0.0055 м.
6.	Объем ствола скважины - 36,8 м3.
7.	Объем колонны НКТ по телу трубы - 3,5 м3.
Начальной точкой при пользовании номограммой является объем скважины. Определив местоположение этой точки на оси Унак, проводят горизонтальную линию влево до пересечения с прямой, шифром которой является длина ствола скважины. Затем от точки пересечения проводят вертикаль вверх и определяют усредненный диаметр обсадной колонны скважины, имеющей объем 36.8м3. В нашем случае осредненный диаметр равен 0,129 м. Далее вновь из точки, соответствующей объему скважины, проводят горизонтальную линию вправо до пересечения с прямой, шифром которой является отношение отхода забоя от вертикали к длине ствола скважины. В нашем примере это отношение составляет 0,135. От полученной точки проводят вверх вертикаль и последовательно находят: объем воображаемой "вертикальной" скважины и по ранее определенному осредненному диаметру обсадной колонны - вертикальную составляющую длины ствола скважины. Для выбранного примера вертикальная составляющая ствола скважины равна 2760 м. На последнем этапе от точки НВЧ1Т= 2760 м проводят горизонталь до пересечения с линией, соответствующей величине пластового давления вблизи скважины и, от точки пересечения поднявшись вверх, определяют плотность ЖГС. В скважине 4099/18 плотность ЖГС получилась равной 980 кг/м3. Требуемый обьем ЖГС получили: 36,8-3,5=33,3 (м3).
Если в результате расчетов плотность ЖГС получится меньше Ю00кг/м3, то в целях недопущения снижения проницаемости призабойной зоны рекомендуется брать в качестве " ЖГС сточную воду, а высоту столба этой жидкости уменьшить компрессированием. Расчетная высота ЖГС (м) в этом случае определяется из уравнения
(9)
где РИ6 измеряется в Па, p«t - в кг/м3. Полученное значение высоты столба ЖГС затем корректируется в соответствии с углом отклонения ствола -скважины от вертикали.
Рис. 8
64
Рассмотрим пример определения количества воды, добавляемой к составу УНИ-1 для приготовления жидкости глушения скважин (ЖГС) требуемой плотности.
Исходные данные:
-	плотность состава УНИ, кг/м3(руни=1250);
-	плотность воды, добавляемой к составу УНИ, кг/м3 (рв - 1000);	,
-	требуемая плотность ЖГС, кг/м3 (p»rc = 1100).
Количество добавляемой к составу УНИ воды в % для приготовления
1 м3 ЖГС требуемой плотности:
В =	*100%
Руни- рв		<10)
Таким образом:
1100-1000 в =	-------------* 100% = 40%.
1250 -1000
Следовательно, для приготовления 1м3 ЖГС требуется взять:
-	состава УНИ-1 - 0,6 м3;
-	воды	- 0,4 м3.
4.2.	Технологическая схема проведения операций вторичного вскрытия пластов с применением составов УНИ
1.	Цель работ.
1.1.	Проведение вторичного вскрытия нефтяных пластов в среде составов УНИ, обеспечивающего сохранение коллекторских свойств призабойной зоны скважин.
1.2.	Сведения о скважине.
Эти сведения необходимы для определения технологической эффективности ЖГС, являются обязательными и требуют проведения специальных исследований. К ним относятся:
-	номер скважины, куст:
-	глубина забоя, м;
-	интервалы перфорации, м;
-	отклонение забоя скважины от вертикали, м;
-	внутренний диаметр обсадной колонны, м;
-	текущее значение пластового давления, МПа;
-	ожидаемый коэффициент продуктивности скважины, т/(сут-МПа) или м3/(сут-МПа);
-	прогнозируемая средняя проницаемость пород призабойной зоны скважины, мкм3.
• • 1.3. Материалы и оборудование.
1.3.1.	Во время проведения операции глушения скважин перед  вторичным вскрытием применяются стандартное оборудование и агрегаты.
65
1.3.2.	В качестве жидкости глушения применяются: составы УНИ и минерализованная вода как задавочная жидкость. Количества состава УНИ и задавочной жидкости выбираются в зависимости от перекрытия составом УНИ продуктивного пласта в стволе скважины. '
1.4:	-Методика проведения работ.
1.4.1.	Перед перфорацией обсадной колонны спустить до искусственного забоя колонну НКТ и полностью промьггь ствол скважины. Промывку ствола производить по схеме обратной промывки (через затрубное пространство). В качестве промывочной жидкости используется вода с минерализацией, достаточной для обеспечения требуемого забойного давления и его превышения над пластовым. После завершения промывки весь ствол скважины должен быть заполнен водой.
1.4.2.	Закачать в НКТ м3 состава УНИ й продавить его водой
через НКТ к планируемым интервалам перфорации. При этом для обеспечения равных уровней состава УНИ в НКТ и затрубном пространстве вытеснить из затрубного пространства требуемый объем воды.
1.4.3.	Поднять колонну НКТ.
1.4.4.	Спустить перфоратор, произвести перфораций) обсадной колонны в расчетном интервале обсадной колонны и поднять перфоратор.
1.4.5.	После выполнения работ по 1.4.4 скважина передается НГДУ.
1.4.6.	Спустить в скважину оборудование для подъема продукции, произвести пуск скважины в эксплуатацию. Осуществлять постоянный контроль за изменением положения динамического уровня в затрубном пространстве до момента его стабилизации.
1.4.7.	После вывода скважины на проектный режим работы провести гидродинамические исследования на установившемся режиме с определением параметров:
-	положения динамического уровня, м;
-	глубина статического уровня, м;
-	пластовое давление, МПа;
-	забойное давление, МПа;
-	дебит скважины по жидкости, м3/сут;
-	обводненность продукции скважины, %;
-	коэффициент продуктивности, м3/(сут-МПа).
1.4.8.	Составить акт промысловых испытаний.
1.5.	Организация работ.
1.5.1.	Организацию работ по промывке скважины и закачке состава в зону интервалов перфорации возложить на технологическую службу УБР.
1.5.2.	Организацию работ по спуску подъемного оборудования и проведение гидродинамических исследований возложить на производственный отдел по добыче нефти и ЦНИПР НГДУ.
66
4.3.	Технология глушения скважин перед ремонтами с использованием составов УНИ
Предлагаемая технология глушения скважин перед ремонтами базируется на обычной технологии глушения с применением водных ЖГС. В случае применения составов УНИ в чистом виде не обязательно проведение корректировки их плотности путем смешения с водой. Больший объем проникновения составов УНИ в призабойную зону не приведет к отрицательным изменениям коллекторских свойств пласта.
1.	Цель работы.
1.1.	Отработка и испытание различных вариантов технологии глушения добывающих скважин. обеспечивающей сохранение коллекторских пород призабойной зоны.
1.2.	Определение технологической эффективности технологии глушения скважин с применением состава УНИ.
2.	Объекты проведения работ.
2.1.	Испытания проводятся на добывающих скважинах, находящихся в эксплуатации или в ожидании ремонта с различными коллекторскими характеристиками объекта разработки.
2.2.	Наиболее целесообразно проводить внедрение технологии на скважинах, в которых глушение с использованием обычных водных ЖГС сопровождалось ухудшением коллекторских свойств пород призабойной зоны.
2.3.	Подготовительные работы.
2.3.1.	Уточнить, а при необходимости определить параметры работы скважины до ремонта:
-	дебит, м3/сут;
-	обводненность продукции, %;
-	глубина динамического уровня, м;
-	пластовое и забойное давления, МПа;
-	коэффициент продуктивности скважины, м3/(сут-МПа).
2.3.2.	Подготовить исходные компоненты технологических рабочих жидкостей: минерализованная вода, состав УНИ, другие жидкости.
2.3.3.	В зависимости от глубины установки насоса и глубины залегания продуктивного пласта выбрать схему операций по глушению скважины (насос находится выше или на уровне интервалов перфорации).
2.4.	Материалы и оборудование.
2.4.1.	Состав УНИ, в объеме, достаточном для перекрытия интервалов перфорации пласта (исходная плотность - 1230 кг/м3).
2.4.2.	Промывочная жидкость (пластовая или сточная вода) в объеме ствола скважины требуемой плотности.
2.4.3.	Насосный агрегат -  и автоцистерны -в количестве единиц.
67
2.5.	Технология выполнения работ.
2.5.1.	Вариант 1. Насос и хвостовик спущен5 до интервалов перфорации пласта.
2.5.1.1.	Остановить скважину и снизить до атмосферного давление газа в затрубном пространстве.
2.5.1.2.	Насосным агрегатом через затрубное пространство закачать запланированный объем состава УНИ при открытой задвижке на колонне НКТ. Рассчетный объем состава УНИ должен обеспечивать перекрытие интервалов перфорации + 100 м.
2.5.1.3.	Произвести продавку состава УНИ до забоя скважины и продавить в пласт 0,5 ... 1,0 м3. В качестве продавочной жидкости использовать пластовую или сточную воду.
2.5.2.	Вариант 2. Насос находится на 100 ... 500 метров выше верхних перфорационных отверстий.
2.5.2.1.	Произвести закачку через затрубное пространство расчетного количества состава УНИ при открытой задвижке на колонне НКТ.
2.5.2.2.	Довести состав УНИ расчетным объемом продавочной жидкости до приема насоса. Дать выдержку не менее 2 ... 4 часов (в зависимости от расстояния насоса от интервалов перфорации) для осаждения состава УНИ на забой.
2.5.2.3.	Промыть колонну НКТ водой.
2.5.2.4.	Произвести ремонтные работы или оставить скважин^ в покое на время, равное продолжительности текущего ремонта.
2.5.2.5.	Пустить скважину в работу с постоянным контролем за положением динамического уровня до момента его стабилизации.
2.5.2.6.	Через 15 дней после освоения скважины провести гидродинамические исследования на установившихся режимах работы.
2.6.	Организация работ.
2.6.1.	Контроль за режимными параметрами работы скважин осуществляет ЦНИПР НГДУ.
2.6.2.	Организацию работ по глушению ‘ скважины осуществляет начальник цеха ПРС.
4.4.	Результаты внедрения технологий глушения с/кважин с применением состава УНИГ1 в АНК “Башнефть"
В соответствии с разработанными технологиями состав УНИ-1 как ЖГС испытывался при проведении на скважинах вторичного вскрытия пластов и перед ремонтами на объектах разработки Волго-Уральского региона. Всего на 01.01.96 года испытания проведены более чем на 30 скважинах. Практически во всех промысловых испытаниях получены положительные результаты: за счет сохранения коллекторских характеристик пород ПЗС значительно облегчаются процессы освоения скважин после глушений и вывод их на плановый режим эксплуатации; в большинстве случаев имеет место увеличение коэффициентов продуктивности скважин по нефти при одновременном снижении
68
обводненности продукции. Особо следует отметить, что применение состава УНИ-1 в качестве перфорационной жидкости во время вторичного вскрытия пластов обеспечивает легкое освоение скважин даже после длительного (до 6 месяцев ) простоя скважины в ожидании освоения.
Рассмотрим некоторые результаты промысловых испытаний состава УНИ-1 на примере АНК “Башнефть”.
Таблица 16
Результаты внедрения состава УНИ-1 в качестве ЖГС перед ремонтами в АНК “Башнефть”
				Технологический режим работы скважин			
НГДУ.	Номер скв. (площадь)	Дата испытании	Объем закачки состава УНИ, . м3 (толщина пласта, м)	Q*.-, м3/сут	Обводненность, % . :	Ов, м3/сут	Коэф-т продук-тив-ти по нефти, м3/(сут* •Mila)
Чекма-	10? (Манча-ровская) 92 (Юсуповская)	23.03.95 । J605.95	1 4,0 (19) 3,0 (17)	5,9/4,8 3,0/4 8	75/44 1 I 29 28 1	1,5/2,7 2.7/3,5	0,44/0.891 не опр.
Аксаков-нефть ,	387 (Городецкая)	15.05.95	6,0 (10)	8,4/14.0	•54/42 1	3.5/8,0	0.17/0.21
Примечание. Числитель - показатели работы скважин до испытания; знаменатель - после испытания.
Из табл. 16 видно, что во всех трех скважинах, эксплуатирующихся с помощью штанговых насосных установок, получен положительный результат - состав УНИ-1 обеспечил улучшение технологических показателей работы скважин после глушения. В скважинах 387 и 92 произошло увеличение дебитов по жидкости соответственно в 1,7 и 1,6 раза. В скважине 102 изменение режимов работы насосной установки (замена насоса НСВ-32 на диафрагменный насос УЭДН-4) привело к тому, что дебит по жидкости после глушения уменьшился в 1,2 раза. Однако анализ других показателей технологического режима работы этой скважины свидетельствует о положительных результатах испытания состава УНИ-1 и в этой скважине. Так, уменьшение обводненности продукции в этой скважине составило 1,7 раза, что привело к росту коэффициента продуктивности по нефти более чем в 2 раза. В скважине 92 определения коэффициента продуктивности не проводились. Но и в этом случае прирост дебитов по жидкости и нефти и сокращение обводненности продукции произошло при практически не изменившихся значениях динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве, что
69
позволяет говорить и о увеличении коэффициента продуктивности в скв.92.
С учетом значений толщин продуктивного пласта приросты удельного коэффициента продуктивности по нефти (коэффициент продуктивности, приходящийся на 1м толщины пласта) в скважинах 102 и 387 составили соответственно 0,105 и 0,120 м3/(сут*МПа*м), т.е. являются практически одинаковыми. Это произошло при условии, что в скв.387 удельный расход состава УНИ (на 1м толщины пласта) был почти в 3 раза больше, чем в скв. 102. Последний факт свидетельствует о том, что и при небольших объемах проникновения состава УНИ в пласт обеспечивается его активное взаимодействие с нефте- и водонасыщенными породами, в результате которого облегчаются условия притока нефти из пласта в скважину.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Представленный материал о состоянии работ по глушению и освоению добывающих скважин показал, что сегодня вопрос о сохранении коллекторских свойств продуктивных пластов в процессах их вскрытия и глушения перед ремонтами является актуальным. Большинство применяемых задавочных жидкостей и составов способствуют необратимому ухудшению коллекторских характеристик пород ПЗС и являются причинами снижения добывных возможностей скважин. Попытки улучшения свойств ЖГС и ПЖ за счет добавок различных ПАВ , полимеров и других реагентов позволяют лишь незначительно уменьшить уровень отрицательного воздействия этих ЖГС на пласт. Анализ промысловых данных и результатов выполненных лабораторных экспериментов по моделированию глушения и освоения скважин подтвердил факты постепенного снижения фильтрационных параметров продуктивных нефтегазонасыщенных пород и практически невозможность их восстановления до первоначального уровня. Сложности в соблюдении требований технологий глушения скважин обычно приводят к проникновению в ПЗС больших объемов ЖГС и активизации процессов взаимодействия пласта с ними. Достаточная длительность контактирования ЖГС с пластом, резкие отличия в свойствах пластовых флюидов и ЖГС приводят к тому, что даже при длительной работе скважин после их освоения не происходит полного извлечения из пласта проникших ЖГС. По данным лабораторных опытов, пропускание через модели пласта нескольких поровых объемов нефти не приводит к восстановлению насыщенности модели пласта по нефти, а значит и фильтрационных параметров: Причем по мере увеличения кратности операций глушения-освоения глубина ухудшения фильтрационных параметров моделей пласта возрастает, достигая стабилизации на момент проведения 4...5 цикла.
В этой ситуации решение вопроса сохранения коллекторских характеристик пород ПЗС возможно только в случае применения в качестве
70
ПЖ и ЖГС таких, которые полностью совместимы с пластом, пластовыми флюидами и обладают рядом положительных качеств в смысле улучшения условий притока нефти и газа на забой скважин. Всеми перечисленными свойствами обладают составы УЙИ. Многочисленные лабораторные эксперименты на различных по составу и свойствам моделях пластов подтвердили возможность достижения 100% сохранности коллекторских характеристик естественных пород. Простота хранения и приготовления, высокая технологичность применения составов УНИ позволили и в промысловых условиях нефтяных залежей Волго-Уральского региона получить положительные результаты во время проведения вторичного вскрытия пластов и глушения "скважин перед ремонтами.
Исследования по поиску новых эффективных составов ПЖ, ЖГС на кафедре РНГМ УГНТУ продолжаются в соответствии с разработанными требованиями к технологическим жидкостям для глушения нефтяных и газовых пластов. Это направление представляется нам наиболее перспективным. Его реализация позволит в короткие сроки обеспечить нефтегазодобывающую отрасль необходимым количеством реагентов, применение которых в качестве ЖГС приведет к улучшению техникоэкономических показателей добычи, добывных возможностей каждой скважины, экологической ситуации при добыче нефти и газа, сокращению затрат на проведение работ по восстановлению коллекторских характеристик ПЗС.
71
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ
АН - агрегат насосный;
АНК - акционерная нефтяная компания;
АО - акционерное общество;
АЦ - автоцистерна;
ЖГС- жидкость глушения скважин;
ПАВ - поверхностно-активные вещества;
ПЖ - промывочная жидкость;
ИЗС - призабойная зона скважины;
НГДУ - нефтегазодобывающее управление;
НКТ - насосно-компрессорные трубы;
НСВ - насос скважинный вставного типа;
ПР - разрушающийся перфоратор;
ПРС - подземный ( текущий ) ремонт скважин;
ПНКТ - перфоратор на насосно-компрессорных трубах;
РНГМ - кафедра разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений;
УБР - управление буровых работ;
УНИ - Уфимский нефтяной институт;
УГНТУ - Уфимский государственный нефтяной технический университет;
УЭДН - установка электродиафрагменного насоса;
ФПК - факультет повышения квалификации;
ЦНИПР - цех научно-исследовательских и производственных работ;
Рпл - пластовое давление;
Рзаб - давление на забое скважины;
72
СНИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.	Абрамов А.Ф.. Мякишева Е.А. Критерий эффективности технологий ремонта скважин без глушения пласта//Нефт. х-во. - 1989. -№ 9. -С.38-39.
2.	Анализ результатов и разработка методики проектирования технологических параметров при глушений скважин ОГКМ/ Этап 1. Рекомендации по проектированию параметров глушения скважин ОГКМ: Отчет о НИР. - 02-97/90.91. -Оренбург: ВолгоуралНИПИгаз, 1991.
3.	Аметов И.М., Шерстнев Н.М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1989, -213с.
4.	Амиян В.А., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. -М.: Недра, 1972.-336с.
5.	Айткулов А.У. Определение дебита жидкости добывающей скважины// Нефт.х-во,-1991,-№ 11.-С.21-22.
6.	Антипин Ю.В., Валеев М.Д., "Сыртланов А.Ш. Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти,- Уфа: Башк. кн. изд-во, 1987,-168с.
7.	А.с. СССР, кл. Е 21 В 43/12. Жидкость для глушения скважин/Т .Л. Чернышова, В.А.Шульгина. В.В.Бальцер (СССР). - № 796394: Заявл.26.03.79, № 2742674; Опубл.' 17.01.81'.
8.	А.с. 1505959 СССР, МКИ4 С 09 К 7/04, Е 21 В 43/27. Состав жидкости перфорации продуктивных пластов/С.В.Доровских, Р.А.Булатов, Т.С. Новоселова и др. (СССР). - № 4367211/23-03; Заявлено 22.12.87; Опубл. 07.09.89, Бюл. №33.
9.	А.с. 1435755 СССР, МКИ4 Е 21 В 21/00. Способ вскрытия продуктивного пласта/Р.Ж.Вахитов, Р.М.Насибуллин. -№ 4010335/22-03; 4010332/22; Заявл. 02.01.86; Опубл. 07.11.88, Бюл. № 41.
10.	А.с. СССР. Устройство'для глушения скважин/ З.А.Ростэ. А.В.Соколов. А.Н.Авраменко (СССР). - № 1361311; Заявл. 24.12.85, № 3996837/22-03: Опубл, в Б.И., 1987, № 47. МКИ4 Е 21В 43/12. А.с. 1361311, СССР.
11.	А.с. СССР. Устройство для глушения скважин/ В.И.Зелепукин (СССР). -№ 1361202; Заявл. 27.12.85. № 4037196/22-03: Опубл, в Б.И.. 1987. № 47. МКИ4 Е 21В 33/10.
12.	А.с. СССР. Жидкость для глушения скважин/ Ю.В.Зейгман, А.М.Сыркин, А.Ю.Харин и др. - № 1745747: Заявл. 25.11.92, № 92008218/03(053984).
13.	Байков У.М., Валеев Ш.И., Наумов В.П. и др. Совершенствование техники и технологии глушения скважин с целью повышения нефтеотдачи пластов// Тр.Башкир.н.-и и проект, ин-та нефт.пром-ти, 1980, № 59. -С.119-125.
14.	Байков У.М., Валеев Ш.И., Наумов В.П. Исследования отходов предприятий для использования при глушении скважин/ТНефтепром. дело. -'1981, № 2.-С. 16-19.
15.	Баландин В.И., Савич А.И. Технология глушения скважин при проведении ремонтных работ в пластах с низкопроницаемыми
73 -
коллекторами// Пробл.освоения трудноизвлекаемых запасов нефти Перм.Приуралья. -М., 1988. -С.78-79.
16.	Белей И.И., Безруков С.Н., Ощепкова Г.П. и др. Буровые и цементные растворы для вскрытия и крепления продуктивных горизонтов с низкими пластовыми давлениями и температурами// Вскрытие нефтегаз.пластови освоение скважин: Тез. докл. 2 Всес.науч.-техн.конф., посвящ. 60-летию со днярожд. акад. АН АзССР А.Х.Мирзаджанзаде. -Ивано-Франковск, 1988. -С.41-42.
17.	Быстров М.М. Малоглинистый полимербентонитовый раствор для вскрытия продуктивных пластов// Вскрытие нефтегаз.пластов и освоение скважин: Тез. докл. 2 Всес.науч.-техн.конф., посвящ. 60-летию со дня рожд. акад. АН АзССР А.Х.Мирзаджанзаде. -Ивано-Франковск, 1988. -С.8-10.
18.	Валиханов А.В., Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З. Подземный ремонт насосных скважин. -М.: Недра, 1978. - 198с.
19.	Выжигин Г.Б., Кейльман Л.Р., Пилов А.А. и др. Повышение эффективности вскрытия продуктивных пластов// Бурение. -М., 1980. -№ 10. -С. 6-8.
20.	Газимов М.Г., Махъянова К.И. Проблемы глушения скважин, при ремонтных и аварийных работах//Нефтепромысл.дело. - 1981. - № 6.-C.8-10.
21.	Даровских С.В., Лепнев Э.Н., Ляхова О.Н. Разработка технолргии воздействия на пласт в процессе вскрытия его перфорацией// Техн, и методика прострелоч.-взрывн. работ в скважинах: Тез. докл. Всес. совещ.-Хадыженск. - 1988. -С.7-8.
22.	Единые технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях,- М., 1983.
23.	Ермаков Н.П., Мусиенко И.А. Эмульсионная промывочная жидкость, устойчивая в водах высокой жесткости//Разведка и охрана недр, 1988, № 1. -С.33-36.
24.	Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта. -М., 1989. -43с. -(Нефтепромысл. дело: Обзор.информ.)/ВНИИОЭНГ; вып. 19.
25.	Жуховицкий С.Ю. Промывочные жидкости в бурении.-М.: Недра, 1976.-200с.	_
26.	Захарович В.В., Леоненко Т.Н. Эффективность вскрытия перфорацией сложно-построенных пластов-коллекторов Западной Сибири// Техн, и методика прострелоч.-взучвн. работ в скважинах: Тез. докл. Всес. совещ.-Хадыженск.'- 1988.-С.59-61.	•
27.	Зейгман Ю.В., Гумеров О.А., Харин А.Ю. Особенности образования высоковязких водонефтяных смесей при операциях глушения и освоения скважин//Нефть и газ западной Сибири. Проблемы добычи и транспортировки: Тез. докл. межгосударственной науч.-техн, конф., посвящ. 30-летию Тюм. индустр. инет. Тюмень, 1993. -С.68-69.
28.	Зейгман Ю.В., Харин А.Ю., Гумеров О.А. Новый подход к выбору жидкостей для глушения скважин// Нефть и газ западной Сибири. Проблемы добычи и транспортировки: Тез. докл. межгосударственной
74
науч.-техн. конф., посвящ. 30-летию Тюм. индустр. инет. Тюмень. 1993. -С. 109-110.
29.	Зейгман Ю.В., Гумеров О.А., Харин А.Ю. Выбор состава жидкостей глушения скважин//Пробл. нефти и газа: Тез.докл.науч.-техн.конф./Башк. обл.правл. науч.-техн. общ-ва нефт. и газ. пром-ти. -Уфа, 1990. -С.6-7.
30.	Зейгман Ю.В., Харин А.Ю., Усманов А.Р. Выбор оптимальных параметров жидкостей глушения скважин/УБурение и разраб, нефт. месторожд.-Куйбышев, 1989.-С. 117-126.
31.	Зейгман Ю.В., Харин А.Ю., Усманов А.Р. Оптимизация параметров глушения скважин в условиях Когалымской группы месторождений// Вскрытие нефтегаз.пластов и освоение скважин: Тез. докл. 2 Всес.науч.-техн.конф., посвящ. 60-летию со дня рожд. акад. АН АзССР А.Х.Мирзаджанзаде. -Ивано-Франковск, 1988. -С. 175-176.
32.	Зейгман Ю.В., Семенова Л.В., Харин А.Ю. Исследования влияния ПАВ на взаимодействие глинистого материала с жидкостями// Применение реагентов в процессах добычи нефти и газа и их получ.на базе нефтехим. сырья. Тез. докл. науч.-техн.конф. - Уфа, 1989.- С.38-39.
33.	Зейгман Ю.В., Гумеров О.А., Чупров Н.М. Реологические исследования свойств водонефтяных эмульсий (ВНЭ) Повховского месторождения// Применение неньютоновских систем в нефтедобыче. Тез. докл. Всес. совещ. -Уфа, 1987.-С.40-42.
34.	Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.П. Химические реагенты для добычи нефти: Справочник рабочего. - М.: Недра. 1986. -240с.
35.	Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: Справочник. -М.: Недра, 1991. - 384с.
36.	Иванова М.М., Михайлов Н.М., Яремейчук Р.С. Регулирование фильтрационных свойств пласта в околоскважинных зонах.-М., 1988. -56с,-(Геол., геофиз. и разраб, нефт. месторожд.: Обзор, информ./ВНИИОЭНГ; Вып.15. -С.56.
37.	Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник. - М.: Недра, 1990.- 303с.
38.	Казанский В.В., Брагина О.А., Низовцев В.П. и др. Влияние безглинистого соленасыщенного раствора КМЦ на качество вскрытия продуктивных пластов//Нефт.х-во, 1988. -№ 1. -С.21-25.
39.	Крезуб А.П., Яковенко В.И., Ерешко С.Н. Влияние неионогенных ПАВ на качество вскрытия продуктивных пластов//Нефт.х-во.- 1987,- № 12. -С.23-25.
40.	Крысина Т.И. О сохранении проницаемости коллектора в процессе вскрытия продуктивного пласта//Пробл. увеличения нефтеотдачи на месторожд. Перм. обл.. - М., 1980. - С.36-40.
41.	Крысин Н.И., Сухих Ю.М. Инвертно-эмульсионные растворы для вскрытия продуктивных пластов и задавки скважин//Пробл. увеличения нефтеотдачи на месторожд. Перм. обл.. - М., 1980. - С.48-55.
42.	Крысин Н.И., Крысина Т.И., ИльясоЬ С.Е. и др. Основные направления повышения качества вскрытия продуктивных пластов//Пробл.освоения трудноизвлекаемых запасов нефти Перм.Приуралья. -М., 1988. -С.60-64.
75
43.	Лесничий В.Ф., Орлов Г.А. Технология комбинированного глушения-скважин// Нефт.х-во. - № 5. - С.53-54.
44.	Логинов Ю.Ф., Радковец Н.Л., Матюшов В.Г. и др. Вскрытие продуктивных пластов растворами на углеводородной основе на месторождениях Западной Сибири// Вскрытие нефтегаз.пластов и освоение скважин: Тез. докл. 2 Всес.науч.-техн.конф., посвящ. 60-летию со дня рожд. акад. АН АзССР А.Х.Мирзаджанзаде. -Ивано-Франковск, 1988. -С.38-39.
45.	Лукманов Р.Р., Асфаган Ш.М. Влияние технологии вскрытия продуктивных пластов, на последующее их освоение// Вскрытие нефтегаз.пластов и освоение скважин: Тез. докл. 2 Всес.науч.-техн.конф., посвящ. 60-летию со дня рожд. акад. АН АзССР А.Х.Мирзаджанзаде. -Ивано-Франковск, 1988. -С. 14-15.
46.	МавлЮтов М.Р., Нигматуллина А.Г., Валеева Н.А. и др. Безглинистые_ полимерсолевые растворы с кольматирующим свойством для вскрытия продуктивных пластов// Вскрытие нефтегаз.пластов и освоение скважин: Тез. докл. 2 Всес.науч.-техн.конф., посвящ. 60-летию со дня рожд. акад. АН АзССРА-.Х.Мирзаджанзаде. -Ивано-Франковск, 1988. -С.4-5.
47.	Мавлютов М.Р., Санников Р.Х., Оружев А.Р. и др. Пути совершенствования первичного вскрытия продуктивных пластов с различными относительными давлениями /ВНИИ бур.техн.-~М., 1987.- 10с. (рукопись деп. в ВНИИОЭНГ 15.09.87. № 1459-нг87).
48.	Мухамедаянов Р.Н. Результаты применения новых методов вторичного вскрытия продуктивных пластов на месторождениях “Ноябрьскнефтегаз”//Техн. и методика прострелоч.-взрывн. работ в скважинах: Тез. докл. Всес. совещ.- Хадыженск. - 1988. -С. 11-12.
49.	Назаров М.М. и др. Оптимальный состав дисперсионной среды буровых растворов, предназначенных для вскрытия продуктивных отложений/Назаров М.М., Теннисон Ученду, Подгорнов В.М.; Моск, ин-т t нефти и газа. -М., 1988. -С.146-152.: - Деп. в ВНИИгазпром 28.01.88, № 1023-гз88.
50.	Новое в технологии заканчивания скважин. - М., 1986. - 48с. - (Бурение: Обзор.информ.)/ВНИИОЭНГ; Вып.9.
51.	Овнатанов Г.Т. Вскрытие и обработка пласта. - М.: Недра, 1970. - 312с.
52.	Орлов Г.А., Рылов Н.И., Давыдова А.И. Разработка и совершенствование жидкостей глушения на углеводородной основе//Тр. Татар.н.-и. и проект, ин-т нефт. пром-ти, 1980. -№ 43. -С. 61-69.
53.	Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в добыче нефти. -М.: Недра, 1991. - 224с. —
54.	ОСТ 3-196-86, Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях.
55.	Пат.4819723 США , НКИ 166/248, 166/60.4 Способ снижения проницаемости высокопроводимых зон и пропластков продуктивного интервала/ Whitfill Donald L., Wolf Nick О., Purkaple Jerry D. (США). ; № 36933; Заявлено 06.04.1989; Опубл. 11.04.1989; НКИ 166/248, 166/60.
76
56.	Пат. 4967838 США, МКИ5С 09 К 7/04. Состав жидкости заканчивания/ Buckholtz Harry Е.: Occidental Chemical Corp. - № 407007; Заявл. 14.09.89; Опубл. 06.11.90.
57.	Пат. 4819727 США, МКИ4 Е 21 В 33/138. Способ глушения временно остановленной скважины/Jennigs A.R.: Mobil Oil Corp.- № 887687; Заявл.
21.07.86; Опубл. 11.04.89; НКИ 166/292.
58.	Пилов А.А., Выжигин Г.В. Пути сохранения естественной продуктивности скважин// Вскрытие нефтегаз.пластов и освоение скважин: Тез. докл. 2 Всес.науч.-техн.конф., посвящ. 60-летию со дня рожд. акад. АН АзССР А.Х.Мирзаджанзаде.-Ивано-Франковск, 1988.-С.285-286.
59.	Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин/ Н.М.Шерстнев, Л.М.Гурвич, И.Г.Булина и др. - М.: Недра, 1988. - 184с.
60.	Рабинович Н.Р., Яковенко В.И., Пономаренко Н.А. и др. Особенности вскрытия и освоения продуктивных глинистых отложений// Нефт.х-во. -1990,- № 5. -С.25-27.
61.	Рябоконь С.А., Вольтере А.А., Вершинин Ю.А. и др. Применение задавочных жидкостей повышенной плотности при ремонте скважин механизированного фонда//Нефт. х-во. -1990. -№4. -С.76-79.
62.	Рябоконь С.А., Гамзатов С.М., Сурков А.Б. и др. Технологические жидкости на основе тяжелых рассолов для заканчивания и ремонта скважин за рубежом. -М., 1990. - 52с. - Строит-во нефт. и газ. скважин на суше и на море: Обзор. информ./ВНИИОЭНГ.
63.	Рябоконь С.А., Нечаев А.С., Бражников А.А. и др. Применение бромида кальция при перфорации скважин//Нефт.х-во. - 1988, № 1. -С.60-62. 64. Савенков Г.Д., Бойко В.С., Савенков И.Г. Теоретический анализ процессов возбуждения работы скважин с помощью сжатого газа//Изв. вузов.Нефть и газ. - 1980. -№ 12. -С. 31-35.
♦ 65. Сергеев Б.З., Гайденко И.Ф. Использование водонефтяных эмульсий для увеличения добычи нефти из высокообводненных скважин//Науч.-произв. достиж. нефт. пром-ти в нов. условиях хозяйствования. Техн, и технол. добычи нефти и обустройство нефт. месторожд. - 1989.-№ 2.-С. 3-5.
66.	Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика: Справочник.-М.: Недра, 1986,- 325с.
67.	Скальская У .Л. Оптимизация первичного и вторичного вскрытия пласта// Вскрытие нефтегаз.пластов и освоение скважин: Тез. докл. 2 Всес.науч.-техн.конф., посвящ. 60-летию со дня рожд. акад. АН АзССР А.Х.Мирзаджанзаде. -Ивано-Франковск, 1988. -С.81-82.
68.	Скороходова Т.А., Горшенев С.А., Ильясов С.Е. Жидкости для вторичного вскрытия продуктивных пластов// Вскрытие нефтегаз.пластов и освоение скважин: Тез. докл. 2 Всес.науч.-техн.конф., посвящ. 60-летию со дня рожд. акад. АН АзССР А.Х.Мирзаджанзаде. -Ивано-Франковск. 1988. -С.146-147.
69.	Соколов А.А. Выбор типа жидкости для заполнения ствола скважины при водоизоляционных работах7/Тр.Сев.-Кавк. н.-и. и проект.ин-та нефт. пром-ти. -1988. -№ 48. -С. 18-21.
77
70.	Соловьев Е.М. Заканчивание скважин.-М.: Недра, 1979яИИр.
71.	Сургучев М.Л' Завершение скважин - состояние йЧроблемы//Тр. ВНИИ,- 1986,-С. 140-147.
72.	Тевзаде Н.Р., Яненко В.И., Крезуб А.П. Роль капиллярного вытеснения при вскрытии продуктивных пластов// Нов. в техн, и технол. промывки скважин.- Краснодар, 1987. -С. 111-116.
73.	Федин Л.М., Мордвинов А. А. Рекомендации по сохранению продуктивности нефтегазоносных пластов при вскрытии их перфорацией/ТНауч.-произв. достиж. нефт. пром-сти в нов. условиях хозяйствования. Техн, и технол. добычи нефти w обустройство нефт. месторжд. -1989, -№ 4. -С.3-4.
74.	Хоминец З.Д., Яремейчук Р.С., Лотовский В.Н. й др. Освоение скважин с непрерывным контролем состояния призабойной зоны//Нефт. х-во, 1988. -№ 4. -С. 20-22.
75.	Яненко В.И., Дегтярева Л.Н. Распределение поверхностно-активных веществ по зоне проникновения фильтрата при первичном вскрытии продуктивного пласта//Нов. в техн, и технол. промывки скважин.-Краснодар, 1987. -С.49-53.	—
76.	Five times more flow // Drilling.- 1985.- Vol.46, № 5.- P.13.
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ: Л  .........................  3
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ...................   4
1.1.	Источники отрицательно^ воздействия на призабойную зону скважин при их строительстве и эксплуатации............................ 4
1.2.	Цели и задачи операций глушения нефтяных пластов...........5
1.3.	Современное состояние работ по сохранению коллекторских характеристик пород призабойной зоны при вскрытии пластов и глушении скважин...............................................у.........7
1.4.	Вывод ы..................................... .-.......... 17
2.	СОСТАВ И ФИЗИКОХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА’ДИшКОСТЕЙ, РЕАГЕНТОВ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ ПЛАСТОВ................................ 18
2.1.	Промывочные жидкости и составы для 1^^НЙ1я скважин с добавками утяжелителей.....................................  18
2Д. Изменение свойств жидкостей глушения путемД^ИЬемс поверхностно-активных веществ, полимеров и других химич^^^ввагентов..19
2.3.	Новые составы и технологии глушения	и газовых
пластов, обеспечивающие сохранность коллекторски^^ИрСтв ПЗС.25
2.3.1.	Исследование вязкости и плотности состава УН|^Ири различных температурах................................................   30
2.3.2.	Влияние состава УНИ-1 на межфазное натяженйИВрти на границе с водой....................................ЯК................. 31
2.3.3.	Взаимодействие состава УНИ-1 с сероводородом®......... 32
2.3.4.	Влияние добавок полимеров на реологически- свойства состава УНИ-1.......................................................    34	-
78
2.4.	Вывод ы................................................. 35
3.	ФИЗИКОХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРИМЕНЕНИЯ СОСТАВОВ УНИ В КАЧЕСТВЕ ЖИДКОСТИ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН............ 36 •
3.1.	Изучение влияния различных составов для глушения скважин на проницаемость образцов естественных горных пород.......... 36
3.2.	Особенности процессов вытеснения одних жидкостей другими при моделировании операций глушения и освоения скважин....... 43
3.3.	Механизм взаимодействия составов глушения скважин с продуктивными нефтегазонасыщенными породами........................... 55
3.4.	Перспективы применения состава УНИ-1 в качестве жидкостей глушения при проведении вторичного вскрытия пластов и перед ремонтами.................................................... 58
3.5.	Вывод ы................................................. 60
4.	ТЕХНОЛОГИИИ ПРИМЕНЕНИЯ СОСТАВОВ УНИ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН.................................................. 61
4.1.	Выбор рабочих параметров жидкостей глушения скважин..*.. 61
4.2.	Технологическая схема проведения операций вторичного вскрытия пластов с применением составов УНИ.........................   64
4.3.	Технология глушения скважин перед ремонтами с использованием составов УНИ................................................. 66
4.4.	Результаты внедрения технологий глушения скважин с применением состава УНИ-1 в АНК “Башнефть"............................... 67
ЗАКЛЮЧЕНИЕ.................................................   69
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ............................................ 71
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ............................................ 72
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО ВЫСШЕМУ ОБРАЗОВАНИЮ
УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ*
ЮРИЙ ВЕНИАМИНОВИЧ ЗЕЙГМАН
ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ГЛУШЕНИЯ И ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН
Учебное пособие
Редактор Маркешина Л.А.
Лицензия ЛР № 020267 от 12.11.91.
Подписано к печати2?.0!>.96- Формат бумаги 60x84 1/16.
Бумага писчая. Печать офсетная. Уч.-изд. листов 4,3 Печ. листов 4.9 . Тираж 260 экз. Заказ У63- Артикул C5J •
Ротапринт Уфимского государственного нефтяного технического университета
Адрес университета и полиграфпредприятия:
450062, г.Уфа, Космонавтов,)