авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ  БИБЛИОТЕКА

АВТОРЕФЕРАТЫ КАНДИДАТСКИХ, ДОКТОРСКИХ ДИССЕРТАЦИЙ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:   || 2 |

Строительство и эксплуатация нефтяных и газовых скважин открытым забоем с использованием волновых технологий (проблемы, теоретические решения, промысловый опыт)

-- [ Страница 1 ] --
УДК 622.24

На правах рукописи

КУЗНЕЦОВ РОМАН ЮРЬЕВИЧ СТРОИТЕЛЬСТВО И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ОТКРЫТЫМ ЗАБОЕМ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ВОЛНОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ (проблемы, теоретические решения, промысловый опыт) Специальности: 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений;

25.00.15 – Технология бурения и освоения скважин

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание учёной степени доктора технических наук

Уфа - 2010

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответс твеннос тью «Тюменский государственный научно-исследовательский и проектный институт природных газов» (ООО «ТюменНИИгипрогаз») и Научном центре нелинейной волновой механики и технологии Российской академии наук (НЦ НВМТ РАН) академик РАН, доктор технических наук, Научный консультант профессор Ганиев Ривнер Фазылович доктор технических наук, профессор

Официальные оппоненты:

Карамышев Виктор Григорьевич доктор технических наук, профессор Хафизов Айрат Римович доктор технических наук, профессор Агзамов Фарит Акрамович Тюменское отделение СургутНИПИнефть, Ведущая организация г. Тюмень

Защита диссертации состоится «_»2010 года в _часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан «»2010 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Современный этап становления рыночных отношений предполагает коренную перес тройку всего топливно энергетического комплекса России и перевод его на ресурсосберегающий путь развития при постоянном внимании к экологическим проблемам.

Значительная доля материальных затрат при разработке месторожде ний углеводородов (УВ) приходится на комплекс работ, связанных со строи тельством и эксплуатацией добывающих и технологических скважин.

К сожалению, необходимо констатировать, что последние годы харак теризуются снижением качественных и технико-экономических показателей работ на фоне закономерно прогрессирующего роста аномальности геолого технических условий бурения, связанного с увеличением глубин, объёмов наклонно направленного и горизонтального бурения, переходом многих нефтегазовых месторождений на позднюю и завершающую с тадии разра ботки, а также повсеместным применением на практике репрессионного способа бурения.

К существенной осложненнос ти геолого-технических условий буре ния приводят и снижение начальных плас товых давлений на разрабатывае мых залежах, дифференциация плас товых давлений по разрезу и площади месторождения, высокие градиенты давления между разнонапорными пла стами, нестационарнос ть гидродинамического состояния и поведения мно гопластовой залежи. Дейс твие отмеченных факторов интенсифицирует про цессы загрязнения призабойной зоны продуктивной толщи и заколонные межпластовые перетоки при заканчивании и эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин. Решающее влияние на техническое состояние ствола и гидродинамическое поведение скважины в этих условиях оказыва ют нестационарные процессы гидродинамического и физико-химического взаимодействий технологических жидкостей (промывочных и тампонажных растворов) с комплексом вскрытых бурением горных пород, приствольная и призабойная зоны которых характеризуются различными литологическими и физико-химическими параметрами.

Следствием этих взаимодействий с тановятся большинство встречае мых на практике осложнений (поглощения промывочных жидкостей и там понажных растворов, нефтегазоводопроявления, межпластовые перетоки, кавернообразования, геомеханические нарушения (обвалы стенок скважины и сужение ствола), мини- и макрогидроразрывы горных пород и необрати мые изменения фильтрационных свойств продуктивных пластов). Однако наиболее распространённым осложнением является поглощение буровых и тампонажных растворов, так называемая «ес тественная фильтрация». Поте ри, по разным оценкам, на месторождениях Заполярья составляют до тысячи кубических метров на три тысячи метров проходки.

Немаловажная роль в этих негативных процессах принадлежит при меняемым конструкциям забоя скважин, технические и эксплуатационные характеристики которых в большинстве случаев не соответствуют возрос шим требованиям значительно изменившихся геолого-промысловых усло вий разработки месторождений на поздней и завершающей стадиях. Форми руемая в интервале продуктивных отложений составная крепь (обсадная ко лонна – цементное кольцо – стенки скважины), как показывает отечествен ный и зарубежный опыт, не только не обеспечивает герметичность ее эле ментов (цементного кольца и его контактных зон с обсадными трубами и стенками скважины), но и значительно усложняет в дальнейшем производ ство ремонтно-изоляционных работ (РИР), обработку призабойной зоны (ОПЗ) и других операций по интенсификации добычи нефти. Результатив ность РИР в скважинах, несовершенных по характеру и степени вскрытия, составляет в среднем 12…20 % и не превышает 50 %.

Для решения этих проблем необходимо тщательно изучить гидроди намические и геологические условия проводки скважин, знать технологии обеспечения герметичности крепи и, что самое важное, научиться формиро вать гидродинамически совершенный открытый забой в различных геолого технических условиях строительс тва скважин различного назначения. Есте ственно, очень важным является предупреждение отрицательного воздейст вия процессов, происходящих в призабойной зоне продуктивных пластов при заканчивании скважин.



Следует отметить, что проблема заканчивания скважин открытым за боем имеет достаточно давнюю историю, всегда привлекала внимание тех нологов как наиболее перспективная с точки зрения совершенства вскрытия продуктивных горизонтов. Но отсутствие уверенности в долговременной эксплуатации открытого фильтра таких скважин при наличии суффозии, возможных флюидоперетоков между разнонапорными пластами и отсутст вии технологии первичного вскрытия на депрессии или равновесии сдержи вало развитие и внедрение подобных способов.

Для реализации перспективной технологии формирования открытого забоя многоплас товых залежей в различных геолого-технических условиях строительства скважин необходимо:

- сформулировать требования к фильтру скважины в различных геоло го-технических условиях;

- выявить причину и основные факторы некачес твенного первичного вскрытия скважин и разобщения пластов;

- решить проблему обеспечения герметичности заколонного простран ства над башмаком эксплуатационной колонны на весь период работы сква жины несмотря на сложность борьбы с так называемым «зависанием» це ментного раствора за колонной в период превращения его в камень, кон тракционными, суффозионными и другими процессами, происходящими в период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ);

- разработать комплекс технологий долговременной изоляции разно напорных плас тов, включающий дренирование приствольной зоны с после дующей изоляцией ее твердеющими рас творами и тампонирование высоко проницаемых водонасыщенных пластов продуктивной толщи;

- предусмотреть технологии восстановления коллекторских характе ристик пласта, например, за счет увеличения поверхности фильтрации и формирование такой формы забоя, которая позволяла бы более успешно применять перспективные методы увеличения добывных возможностей скважины передачей волновой энергии в отдаленные от забоя скважины зо ны пласта.

Адресная подача волновой энергии группе продуктивных пластов хоро шо коррелируется с позицией флюидодинамической модели углеводородного резервуара с учётом блоковой динамики осадочного чехла и фундамента.

На решение указанных проблем, направленных на обеспечение пер вичного вскрытия продуктивной толщи с максимально возможным сохране нием естес твенных фильтрационно-емкостных характерис тик продуктивных пластов многоплас товой залежи, их надёжного разобщения и герметизации заколонного пространства с целью долговременной безводной эксплуатации добывающей скважины, а также обеспечения возможности доставки волно вой энергии в удалённые зоны плас та для более полного извлечения углево дородов, и нацелено настоящее диссертационное исследование.

Цель работы повышение углеводородоотдачи пластов при эксплуа тации мес торождений сложнопостроенных залежей строительс твом сква жин с открытым забоем с использованием в процессах добычи углеводоро дов волновых эффектов теории нелинейных колебаний.

Основные задачи работы 1. Анализ проблем повышения текущей и конечной углеводородоот дачи с учетом геодинамических и гидродинамических процессов в системе «скважина пласт месторождение».

2. Обоснование необходимости обязательных требований и техниче ской возможности заканчивания скважины способом «открытый забой» как одним из главных путей повышения текущей углеводородоотдачи плас тов.

3. Теоретическое обоснование применения волновой технологии в основных процессах строительства и эксплуатации скважин.

4. Формирование и реализация комплекса технологий по предупреж дению осложнений и аварий при бурении скважин и созданию герметичного заколонного пространства (необходимые условия для скважин с открытым забоем).

5. Изучение механизма экранирования остаточных запасов углеводо родов и влияния на эти процессы геодинамических явлений с учетом блоко вого строения земной коры (теоретические аспекты проблемы).

6. Разработка и усовершенствование технологий волнового воздейст вия генераторами III-его поколения на призабойную зоны плас та и на забло кированные зоны.

7. Разработка технической и проектной документации для промысло вой оценки эффективнос ти разработанных технологий.

Научная новизна 1. На основе современных представлений о блоковой динамике оса дочного чехла и фундамента с учетом термодинамики флюидных потоков сделан научно обоснованный вывод об особенностях ес тественного состоя ния сред с дискретной структурой, которые в совокупности определяют способность массива горной породы реагировать на дополнительные сило вые нагрузки любого типа.

2. Теоретически доказана и экспериментально подтверждена возмож ность создания градиентов (в разы больших, чем при заводнении) при вы теснении жидких углеводородов из низкопроницаемых коллекторов в дре нажные каналы продуктивного пласта при наложении на него волнового по ля расчетных параметров.

3. На основе эффекта группирования твердых час тиц в потоке буро вого раствора объяснен механизм струйно-волновой кольматации неустой чивых пород без их эрозионного размыва созданием кольматационного эк рана с регулируемыми параметрами (прочностью, проницаемос тью).

4. Научно обоснованы методика предупреждения и борьбы с ослож нениями в процессе бурения и требования к качеству разобщения многопла стовых залежей с целью обеспечения герметичности заколонного прос тран ства скважин различного назначения.

5. Разработаны теоретические основы площадной обработки волно вым полем заблокированных зон продуктивного плас та на расстояниях до 1000 метров от скважины и более с целью их разблокирования и включения в разработку.

Практическая ценность и реализация результатов работы 1. Разработанные методика и критерии формирования скважин с от крытым забоем многопластовых залежей позволяют решить следующие технологические задачи:

• обеспечить максимально возможный приток углеводородов к за бою скважины;

• создать в процессе первичного вскрытия многоплас товых залежей долговременные непроницаемые кольматационные экраны против водонос ных горизонтов;

• создать наиболее благоприятные условия для передачи волновой энергии в продуктивные пласты с целью воздействия на призабойную, уда ленную и заблокированную зоны;

• обеспечить комфортные условия для выполнения различных опера ций, связанных с разработкой месторождений (выравнивание фронта завод нения, закачка вытесняющего агента, химическая обработка пласта и др.).

2. Разработаны и усовершенствованы комплексы технологий, обеспе чивающие строительство скважин и их эксплуатацию в запроектированном режиме:

• комплекс технологий на этапе бурения и заканчивания скважины с целью формирования открытого ствола:

- технология кольматации проницаемых пластов с применением гид роэлеватора со встроенным кольмататором (гидроэлеватор НГ-3К);

- технология управляемой струйно-волновой кольматации, основанная на использовании эффекта группирования разноплотнос тных частиц и уве личения их проникающей способности в капиллярные каналы в волновом поле;

- технологии обработки тампонажного раствора электрогидроим пульсным ус тройством в период превращения тампонажного раствора в ка мень;

- технологии первичного вскрытия пластов продуктивной толщи в во донефтяных зонах гидрофобным карбонатным буровым раствором с глубо кой необратимой кольматацией встречающихся водоносных горизонтов;

• комплекс технологий для формирования открытого забоя, обеспе чивающего наилучшие условия передачи волновой энергии:

- технология изготовления щелей в скважине;

- технология формирования протяженных каналов фильтрации свер лящим перфоратором;

• комплекс технологий освоения, очистки приствольной и призабой ной зон при текущем и капитальном ремонтах скважин и площадных воз действий:

- технология освоения скважин и очистки призабойной зоны плас та с применением вибрационно-вакуумного очистителя;

- технология очистки призабойной зоны малопроницаемых слоисто неоднородных пластов добывающих и нагнетательных скважин с примене нием гидродинамического генератора волнового (ГДГВ);

- технологии волнового воздействия для площадной обработки пласта, для декольматации экранированных заблокированных зон.

3. Разработаны технические устройства для обеспечения устойчиво сти ствола скважины при бурении, очистки прис твольной и призабойной зон при освоении и ремонте, а также устройс тва и установки для воздействия на удаленные зоны продуктивного пласта.

4. Основные разработки включены в проектную документацию (более 100 проектов) на строительство разведочных и эксплуатационных скважин Западной Сибири ОАО «Газпром».

Апробация работы. Результаты диссертационной работы и основные положения докладывались и обсуждались на:

- Международных научно-технических и научно-практических конфе ренциях: «Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе Рос сии» (Тюмень, 1999 г.);

«Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоко вязких нефтей» (Анапа, 2003 г.);

«Повышение нефтеотдачи пластов и капи тальный ремонт скважин» («Ашировские чтения») (Самара, 2008 г.);

- Всероссийских научно-технических и научно-практических конфе ренциях: «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий» (Тюмень, 1998 г.);

«Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского неф тегазодобывающего комплекса» (Тюмень, 2000 г.);

«Инновационный потен циал молодых специалис тов ОАО «Газпром» как условие повышения эф фективности разработки углеводородных месторождений Ямала» (Сале хард, 2004 г.);

«Энергоэффективность. Проблемы и решения» (Уфа, 2008 г.);

- научно-практических и научно-технических конференциях: «Энерго сбережение при освоении и разработке северных месторождений Западно Сибирского региона» (Тюмень, 1997 г.);

XVII научно-технической конфе ренции с тудентов, аспирантов и молодых ученых, посвященной 35-летию ТюмГНГУ, «Новые технологии – нефтегазовому региону» (Тюмень, 1998 г.);

«Проблемы строительс тва, эксплуатации и исследования горизон тальных скважин» (р.п. Актюба, 1999 г.);

«Повышение эффективнос ти рабо ты нефтегазодобывающего комплекса Ямала путем применения прогрес сивных технологий и совершенствования транспортного обслуживания» (Салехард, 2002 г.);

«Современные тенденции в научных инновациях нефте газодобычи и информационных технологиях» (Тюмень, 2009 г.);

- семинарах Научного центра нелинейной волновой механики и тех нологии РАН (2007, 2008, 2009, 2010 гг.);

НТС ООО «ТюменНИИгипрогаз» (2005, 2007, 2009, 2010 гг.).

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 37 печатных работ, из них 16 в журналах, рекомендованных ВАК РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из вве дения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, библиографи ческого списка использованной литературы, включающего 205 наименова ний, и приложения. Работа изложена на 355 страницах машинописного тек ста, содержит 83 рисунка, 44 таблицы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и основные задачи работы, а также показаны ее научная новизна и практическая ценнос ть.

Первый раздел посвящен обобщению сведений о влиянии гидроди намических процессов в системе «скважина пласт залежь» при бурении и эксплуатации скважин с учетом геодинамических и фильтрационных про цессов. Рассмотрена рабочая гипотеза динамического воздействия на флюи донасыщенный плас т с учетом геодинамических процессов, главным посту латом которой служит обобщенная флюидодинамическая модель порис той флюидонасыщенной среды с учетом масштаба пространства, предложенная научной школой профессора Писецкого В.Б. В настоящее время наиболее общие теории нефтегазообразования в качестве основного генерационного механизма рассматривают процесс тепломассопереноса из нижних этажей бассейна за счет дефлюидизации фундамента. При этом принимается идея блоковых перемещений осадочного чехла и фундамента в виде чередования зон уплотнения и разуплотнения горных пород при их нагреве, происходя щем в процессе погружения и последующей литификации. В результате возникает неравновесная система из отдельных блоков, между которыми и происходит прорыв в верхние этажи бассейна нагретых флюидных смесей из фундамента, которые, в свою очередь, встретив углеводородный «полу фабрикат» в виде керогена, запускают процесс генерации нефти и газа. Дру гими словами, реализация углеводородного потенциала бассейна прямым образом связывается со специфическими условиями его прогрева. В такой модели признаются основными по существу два связанных между собой процесса:

- блоковая динамика осадочного чехла и фундамента;

- термодинамика флюидных потоков.

Названные процессы являются следствием общей геодинамики Земли и, следовательно, существовали всегда и происходят в данный момент вре мени. С точки зрения времени образования залежи нефти или газа мы мо жем утверждать с известной с тепенью вероятности, что в каждом конкрет ном случае залежь могла образоваться не раньше какого-то периода разви тия бассейна, но определить конечную временную границу формирования скопления углеводородов мы не в состоянии. Известны факты и достаточно обоснованные гипотезы, свидетельс твующие о непрерывном поступлении нефти в ловушку. Так, например, независимые расчеты разных специали стов показывают, что на Ромашкинском месторождении (Республика Татар стан) ежегодно добавляется около 1 млн т нефти. Этот факт можно объяс нять с разных позиций: а) процесс генерации нефти из материнской толщи не завершился до сих пор и непрерывно поддерживается тепломассоперено сом из фундамента;

б) нефть или ее «полуфабрикат» генерируется в глубин ных интервалах крис таллического фундамента и поступает в осадочный че хол с восходящими флюидными потоками;

в) существует дальняя горизон тальная миграция нефти из множества мелких периферийных скоплений.





Подобные примеры не единичны и вполне закономерны в особо активных с точки зрения современной геодинамики регионах (Мексика и т.п.).

Какие бы гипотезы ни выдвигались, фундаментальным обстоятельст вом, по общему мнению, является одно в основе некоторого множества процессов, приводящих, в конечном счете, к формированию или перефор мированию месторождения нефти или газа, заложен флюидодинамический режим системы «осадочный чехол фундамент». Логика подобных рассуж дений построена на убеждении в том, что собственно флюидодинамический режим осадочного бассейна устанавливается и поддерживается непрерыв ным образом за счет реализации трех основных процессов:

- последовательного разрушения фундамента и осадочного чехла во всей истории развития литосферы и ее геодинамического режима и образо вания среды с дискретной структурой;

- потери средой с дискретной с труктурой прочнос ти и приобретения свойств активной неравновесной системы с блоковой организацией реакции ее стратифицированных интервалов на текущие (современные) изменения параметров геодинамического режима литосферы;

- перехода гидростатического режима бассейна во флюидодинамиче ский режим, согласованный с текущей блоковой активностью системы «оса дочный чехол фундамент».

Приведенная в диссертационной работе гипотеза блочного строения фундамента и осадочного чехла дает возможность сделать следующие принципиальные выводы, позволяющие впоследствии предложить техноло гии воздействия на продуктивные плас ты, основанные на эффектах нели нейных колебаний.

1. На границах блоков вне зависимости от их упругих модулей суще ствуют аномалии напряжений (повышенные градиенты напряжений различ ного знака в ортогональных к каждой стороне блока направлениях).

2. Характер аномалий напряжений на горизонтальных и вертикальных контактах блоков во всех случаях препятс твует плотному соединению их между собой и вмещающей средой (контактное взаимодейс твие блоков во всех направлениях ослабляется).

Ранее уже был отмечен факт закономерно прогрессирующего роста аномальности геолого-технических условий заканчивания скважин, существенно усложняющий задачу повышения качества строительства нефтяных и газовых скважин. Так, например, рост дифференциальных забойных давлений с глубиной составляет до 10…18 МПа и более, снижение начальных пластовых давлений на разрабатываемых залежах 50…70 %, повышение градиента давления между разнонасыщенными пластами до 3…7 МПа/м.

Из-за многообразия горно-геологических условий, применяемых тех нологий и технических средств каждый этап с троительства скважин – буре ние ствола до кровли продуктивных отложений и заканчивание (первичное вскрытие нефтегазонасыщенных пластов, цементирование эксплуатацион ной колонны, вторичное вскрытие перфорацией, освоение) существенно отличают геолого-промысловые и гидродинамические условия.

Бурение скважин от устья до кровли продуктивной толщи (первый этап строительства), как правило, связано с природной аномальностью гео лого-физических условий, для которых характерными являются:

- физические свойства горных пород, слагающих разбуриваемый ин тервал (упругие, деформационные и прочнос тные), зависящие от условий их залегания в массиве, степени неоднородности и анизотропии. Вследствие отмеченного физические свойства горных пород изменяются в широких и непрогнозируемых пределах и при бурении скважин, взаимодействуя с технологическими жидкостями, снижаются их прочность и сопротивления гидромеханическим нагрузкам. В результате этих неконтролируемых изменений происходят обрушения и обвалы стенок скважины, сужение ствола и гидроразрыв горных пород с поглощением жидкости, которые нарушают технологию буровых работ;

- пластовое давление и фильтрационные свойства проницаемых пла стов природных гидродинамических систем, первое из которых определяет ся давлением краевых или контурных вод, а также геостатическим и геотех ническим давлениями. Наличие в разрезе скважин пластов с аномально низ кими (АНПД) и аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) – один из основных показателей несовместимости условий бурения смежных интервалов горных пород, который препятствует бурению скважин одно размерным диаметром. Однако, в отличие от интервала продуктивных от ложений, градиенты давления между разнонапорными плас тами из-за рас положения их на значительном расстоянии друг от друга (30 м и более), как правило, не превышают 0,01…0,03 МПа/м. Тем не менее, разделение таких объектов обсадными колоннами без достаточных на то обоснований услож няет конс трукцию скважин, гидродинамические условия бурения и увели чивает затраты на ее сооружение. Фильтрационные свойства пород коллекторов, принадлежащих как к единой, так и к различным гидродинамическим системам, существенно не упорядочены и изменяются в широких пределах. Их количество во вскрываемом бурением интервале, гидродинамическое взаимодействие со стволом и между собой являются одними из главных факторов, осложняющих технологию бурения.

Характер и интенсивность гидродинамического взаимодействия пластовых систем и скважины, в свою очередь, зависят от типа коллекторов (терригенный, карбонатный, смешанный), насыщенности (газ, нефть, вода, газоконденсат), толщины, размера каналов фильтрации, плас тового давления и температуры, гидромеханической прочнос ти скелета пород, количества одновременно вскрываемых в интервале проницаемых зон.

Дестабилизируя технологические процессы, эти факторы существенно осложняют условия для борьбы с поглощениями, газонефтеводопрояв лениями, снижая качество и показатели применяемых методов.

Общепринятым подходом в промысловой практике являются отнесение этих интервалов к несовместимым по условиям бурения и крепление их промежуточными обсадными колоннами для разделения со стволом скважины. Однако во многих случаях слепое копирование такого подхода для различных геолого-технических условий строительства скважин навряд ли можно считать оправданным, поскольку при этом усложняется конструкция скважин, сужаются границы оптимизации гидравлических программ бурения и крепления, ухудшаются гидродина мические условия производства буровых операций, негативные последствия которых затем отражаются на качестве и технико-экономических показателях работ при заканчивании и эксплуатации скважин.

Этап заканчивания скважин включает операции первичного вскрытия продуктивной толщи, крепление ствола и разобщение комплекса флюидонасыщенных пластов, вторичное вскрытие продуктивных пластов, освоение и ввод скважин в эксплуатацию и по геолого-техническим условиям кардинально отличается от первого этапа работ. Связано это со следующими основными природными и техногенными факторами, такими как:

• глубина расположения продуктивной толщи, определяющая величину и пределы изменения гидромеханических нагрузок (репрессий, депрессий) на забой и стенки скважины при производстве в ней различных операций. Из промыслового опыта известно, что при глубине скважин более 2000 м величина гидродинамических репрессий при бурении, спускоподъемных операциях (СПО) и цементировании обсадных колонн составляет 8…25 МПа, а депрессий при подъеме инс трумента – 1,8…4,0 МПа;

• многопластовость сложнопос троенных нефтегазовых залежей с небольшой толщиной водоизолирующих перемычек (в большинстве случаев 2…5 м), наличием пластов с аномально высоким и аномально низким пластовыми давлениями, обусловливающими высокие градиенты давления между разнонапорными пластами (0,9…2,5 МПа/м и более), и связанные с этими факторами межплас товые перетоки и заколонные проявления;

• фильтрационные характеристики разнонасыщенных пластов, изменяющиеся в широких и непрогнозируемых пределах (от 0,1 до 20, мкм2 и более). Это определяет различные по механизму и степени негативные воздейс твия на призабойную и удаленную зоны продуктивных пластов промывочных, тампонажных растворов и специальных жидкостей в процессе первичного вскрытия, крепления, вторичного вскрытия, освоения и эксплуатации скважин. Одновременно осложняются гидродинамические условия заканчивания скважин из-за высокой вероятности гидроразрыва горных пород, возникновения поглощений, газонефтеводопроявлений и выбросов, нарушения устойчивости стенок скважины;

• приуроченнос ть большой доли запасов к водонефтяным зонам, затрудняющим извлечение углеводородов с повышенным коэффициентом нефте- и газоотдачи (более 0,5) и производство водоизоляционных работ с высокой эффективностью, а также снижающим качество разобщения продуктивных пластов от водонасыщенных при креплении скважин;

• значительная литолого-фациальная изменчивость пластов по разрезу и площади, приводящая к ранней обводненнос ти промежуточных и верхних отдельных прослоев, а также пластов, осложняющей их разобщение при креплении скважин и изоляцию в процессе эксплуатации;

• необратимые изменения гидродинамического состояния и поведения нефтегазовых мес торождений в процессе разработки. Широко применяемые системы заводнения и поддержания пластового давления привели к формированию площадных и блоковых систем выработки запасов, а также разделению по отдельным пластам. Следствием этих нестационарных гидродинамических процессов стали дифференциация текущего пластового давления по разрезу и площади, нарушение природного насыщения пластов флюидами, изменение в широком диапазоне коллекторских свойств нефте- и водонасыщенных пластов, рост градиента давления между нефте- и водонасыщенными пластами до 3…10 МПа/м и более.

Поэтому достичь высоких качественных и технико-экономических показателей первичного вскрытия продуктивных горизонтов и изолировать их от водонасыщенных, сохранив при этом потенциальную продуктивнос ть скважин в таких сложных геолого-промысловых условиях, используя традиционную технологию репрессионного бурения, весьма проблематично.

При этом невозможно избежать интенсивного загрязнения нефтенасыщенных коллекторов, поглощений и газонефтеводопроявлений, гидроразрыва горных пород и межпластовых перетоков.

То же самое относится к этапу крепления скважины эксплуатационной колонной и разобщению разнонасыщенных пластов продуктивной толщи.

При существующих градиентах давления между пластами возникновение межпластового перетока и нарушение герметичности заколонного пространства происходят уже в период ОЗЦ до освоения и ввода скважины в эксплуатацию. Исключить негативное влияние этого фактора на качество разобщения пластов регулированием свойств цементного раствора-камня или режимов цементирования практически невозможно. Использование для этих целей специальных технических средств (заколонных разобщающих устройств) носит временный характер, а сами средства имеют ограниченную область применения.

Из анализа влияния различных факторов на проникновение твердой фазы в пласты-коллекторы (кольматация) в процессе строительства скважин следует, что изменение фильтрационной характеристики коллектора в призабойной зоне продуктивного пласта при проникновении бурового раствора является следствием совокупного дейс твия следующих факторов:

закупорки поровых каналов дисперсной фазой промывочной жидкости и шламом выбуренной породы;

набухания глинис тых минералов, содержа щихся в коллекторе;

сужения поровых каналов вследствие образования ад сорбционно-гидратных слоев;

образования в коллекторе ус тойчивых эмуль сий или газовой дисперсии;

образования твердых нерастворенных осадков в результате химического взаимодействия фильтрата бурового раствора и пластовой воды;

миграции твердых час тиц, отрывающихся от поверхнос ти горной породы под воздейс твием фильтрата раствора, по каналам пласта и сужения проходного сечения при осаждении частиц.

Степень воздействия указанных процессов на состояние призабойной зоны пласта (ПЗП) при вскрытии различна и зависит от физико-химических свойств бурового раствора и пластовой жидкости, перепада давления в сис теме «скважина пласт», коллекторских свойств продуктивного пласта, а также от степени неоднородности (литологического строения) пород пласта.

Формирование блокады ПЗП происходит под действием многообразных про цессов, возникающих в результате нарушения устойчивого термодинамиче ского состояния в пласте при изменении температуры, давления, состава и соотношения фаз, заполняющих фильтрующее пространство. Влияние блока ды ПЗП может быть снижено на этапе вскрытия продуктивного пласта путем управления формированием блокады и на этапе вызова притока за счет при менения эффективных режимов воздействия, обеспечивающих разрушение образовавшейся блокады.

Проведенный анализ влияния концентрации глинис тых час тиц, темпе ратуры окружающей среды и интенсивности излучения на процессы фильт рации промывочной жидкости и кольматации на образцах кернов показал, что основными факторами, влияющими на процесс взаимодействия состав ных частей промывочной жидкости с проницаемыми плас тами, являются направление потока промывочной жидкости относительно стенки скважи ны, концентрация час тиц в промывочной жидкости, энергия активации, тем пература окружающей среды.

Задача получения необходимой степени кольматации может решаться следующими путями:

- изменением интенсивности излучения;

- повышением концентрации твердой фазы. Ограничивающими фак торами могут быть повышение плотнос ти и вязкости промывочной жидко сти, приводящее к ее поглощению и росту реологических показателей;

- увеличением времени воздействия. Однако это положение справед ливо только для статических и динамических условий. В волновом поле формирование кольматационного экрана проходит в течение нескольких секунд.

Поскольку необходимое время воздействия ограничивается не сколькими секундами, то можно совместить работу кольмататора с процес сами механического бурения. При определенных режимах работы излучате ля с выбором вышеисследованных факторов и с дополнительным учетом гидростатических давлений можно дос тичь большой прочнос ти и малой глубины кольматационного экрана, что наряду с высокой степенью кольма тации позволит качественно вскрывать продуктивный пласт.

Процессы кольматации происходят и внутри продуктивного пласта при его эксплуатации методами «заводнения». В связи с этим поставлена задача изучить механизм создания кольматационного экрана частицами раз личного происхождения (реликтовое, техногенное) в процессе разработки месторождений, перемещаемыми вместе с фильтрационными потоками. Это приводит к созданию кольматационного экрана (блокированию) на границах между высокопроницаемыми малоглинистыми коллекторами и назкопрони цаемыми высокоглинистыми участками.

С целью решения этой проблемы в работе рассмотрены теоретиче ские аспекты изменения структуры порового пространства коллектора в процессе разработки мес торождения, приводящие к сосредоточению оста точных запасов в низкопроницаемых высокоглинистых коллекторах терри генного комплекса и их экранированию.

Причины снижения проницаемости пористой среды в начальный пе риод даже при закачке чистых жидкос тей ранее не имели приемлемых объ яснений. Ряд исследователей показали, что наибольшее влияние на этот процесс оказывают взвеси различного типа, содержащиеся как в закачивае мой воде, так и в самой пористой среде. Пористая среда всегда содержит в своем составе большое количество изначально заблокированных в ней сво бодных час тиц, а также таких из них, которые могут быть сдвинуты с места и перемещаться потоком. Причинами ослабления сцементированности час тиц в плас те являются изменения соленос ти воды, рН, чрезмерная скорость закачки и т.д. Продвижение воды по пласту сопровождается определенным физико-химическим взаимодейс твием с пористой средой. Нарушение равновесия между входящими в состав породы минералами и окружающей их водой приводит к выпадению нерас творимых солей, набуханию и частичному отрыву глинистых минералов от зерен скелета и т.д. При этом наблюдаются сужение сечения поровых каналов и их частичное или полное блокирование. Нагнетаемая в плас ты вода может содержать в себе различные твердые примеси в виде дисперсных частиц, попадающих в фильтрационный поток в результате неполной очис тки вод перед закачкой или из буровых рас творов, проникающих в плас ты и содержащих в себе глинис тые частицы. Кроме того, рядом технологий нефтедобычи предусматривается закачка воды с взвешенными частицами.

Для теоретического обоснования полученных на практике результатов блокирования остаточных запасов проведены исследования, связанные с моделированием вытеснения нефти водой из пластов с изменяющейся структурой порового пространства, рассмотрены теоретические особенно сти переноса частиц двухфазным фильтрационным потоком. Модельные представления обосновали и подтвердили возможность блокирования запа сов углеводородов в определенных зонах пласта, а также теоретически по казали возможность целенаправленного использования волновых техноло гий для декольматации заблокированных зон.

Во втором разделе, используя теорию нелинейных колебаний много фазных сред, разработанную коллективом НЦ НВМТ РАН под руково дством академика Ганиева Р.Ф., рассмотрены теоретические аспекты увели чения нефтеотдачи плас тов с помощью волновых методов.

Основная идея волновых технологий заключается в том, чтобы преоб разовать вибрационные воздействия в однос торонне направленное моно тонное движение, реализующее необходимый технологический процесс. Во многих процессах эффективного извлечения ос таточных запасов нефти как раз и требуется осуществлять такого рода движения. Например, для очис тки призабойных зон добывающих скважин с положительным скин-эффектом требуется обеспечить направленное в одну сторону движение засоряющих коллектор твердых частиц и удаление их оттуда. Это улучшит коллектор ские свойства и будет стимулировать приток углеводородов к скважине. На оборот, для обеспечения изоляции водоносных плас тов в ряде случаев необ ходимо создать низкопроницаемый, непреодолимый для воды барьер. Для этого следует обеспечить движение изолирующих каналы движения воды частиц в определенные зоны пласта. Такого же рода задача возникает в слу чаях, когда нефть и вода образуют в коллекторах плас та так называемые че точные структуры, которые удерживаются в плас те значительными капил лярными силами. В этом случае необходимо обеспечить в пласте направ ленное в определенную сторону движение, но не твердых частиц, а флюида.

Все перечисленные виды движений могут быть реализованы в плас тах с помощью особых волн определенного вида, возбуждаемых благодаря про цессионным воздействиям. Эти волны, распространяясь по нелинейной среде, которой являются насыщенные жидкостью порис тые среды, при выполнении определенных резонансных условий трансформируют колебательные движе ния (вибрацию) в направленные в одну сторону монотонные движения.

При исследовании процессов, происходящих в насыщенных жидко стью порис тых средах под действием волнового поля, наибольшее практи ческое значение имеют оценка уровня амплитуд установившихся волн и вы явление параметров, которые существенным образом влияют на эти ампли туды. Решение таких задач для моделей призабойных зон скважин дает воз можность проводить целенаправленное управление волновыми процессами в пласте с помощью подбора геометрических характеристик призабойной зоны скважины (например диаметра и длины зоны перфорации), а также па раметров волнового воздействия (час тоты и амплитуды). Расчеты волновых процессов, обусловленных колебаниями давления на входе в перфорацион ный канал, показали, что амплитуда волн в каждой точке окружающей скважину пористой, насыщенной жидкостью среды зависит как от час тоты возбуждения, так и от геофизических характеристик среды и геометриче ских параметров скважины и перфорационного отверстия.

Проведенные на моделях исследования показали, что одним из спосо бов эффективного использования колебаний в практике добычи углеводоро дов является использование резонансных свойств призабойных зон скважин.

Рассмотрено течение вязкой сжимаемой жидкости по бесконечно длинному деформируемому капилляру. Смоченная жидкостью поверхнос ть капилляра при отсутс твии деформации предс тавляет собой прямой круговой цилиндр. Течение считается баротропным, причем связь между возмуще ниями плотности и давления аппроксимируется полиномом третьей степени относительно возмущений давления. Движение поверхности капилляра за дается вектором перемещений в виде бегущей волны. Невозмущенным дви жением считается стационарное течение внутри недеформированного ка пилляра под действием постоянного градиента давления.

Безразмерные уравнения движения, неразрывности и состояния, со ставленные с точностью до третьего порядка малости относительно возму щений скорости, плотности и давления жидкости, а также их производных, принимают вид (1):

() ( )() () с rr rr rr rr rr + V0 с + v + с V0 = v с с v, St t r () ( ) = v 1 r 2 r r r rrrrr + V0 v + (v )V0 + p Дv + з - v St Re t r (( ) )( ) v r r rr rr = (v )v с St (1) + V0 + v V0 + v, t с = M p + бM p + в M p, 2 4 2 6 r UR U c =, Re =, M=, St = зв, x н c зв U где St – число Струхаля;

– плотность жидкости;

t – безразмерное время;

и – кинематическая и объемная вязкость жид – оператор Гамильтона;

кости;

Re – число Рейнольдса;

M – число Маха;

сзв – скорость звука в жидко сти;

р – возмущение давления;

U – масштаб скорости жидкости;

R – харак терный размер;

– оператор Лапласа;

– эмпирический коэффициент в уравнении состояния при квадратичном относительно возмущения давления члене;

– эмпирический коэффициент в уравнении состояния при кубичном r относительно возмущения давления члене;

v – векторное поле возмущений r r скорости жидкости;

V0 невозмущенная скорость жидкости;

– градиент.

Граничные условия на стенке капилляра записываются в виде (2). На оси течения применяются условия однозначнос ти и ограниченности возму щений скорости.

r r r r u rr, u = е (exp (ik ) + exp ( ik )), k = ( z t ) + mи, v R + u = St (2) t r r где v – векторное поле возмущений скорости жидкости;

– амплитуда пе r ремещений стенки капилляра;

R – радиус-вектор, проведенный из начала r координат в точку на деформированной поверхности капилляра;

u – вектор перемещения поверхности капилляра;

i – мнимая единица;

k – волновое число;

– продольное волновое число;

m – азимутальное волновое число;

z – продольная координата;

t – безразмерное время;

– азимутальный угол цилиндрических координат.

Задача решалась с помощью разложения искомых величин возмуще ний скорости, плотности жидкос ти и давления и их производных в степен ные ряды по амплитуде перемещения стенки капилляра:

r ir V = м Vi, с = м сi, P = м Pi, при i i м~ е (3) i =1 i= 0 i = r ~ r r V1 = щexp(ik ) + щexp( ik ), P1 = рexp(ik ) + р exp( ik ), с 1 = с1 exp(ik ) + ~1 exp( ik ), ~ с r r где µ – вязкость жидкости;

V – скорость жидкости;

V1 – коэффициент раз ложения скорости жидкости в ряд Тейлора по малому параметру (коэффи циент при );

– плотнос ть жидкости;

1 – комплексная амплитуда коэф i фициента 1 ;

1 – коэффициент разложения плотнос ти жидкости в ряд Тей лора по малому параметру (коэффициент при );

Р – давление;

Р 1 – ко i эффициент разложения давления в ряд Тейлора по малому параметру (ко эффициент при );

– комплексная амплитуда коэффициента V1.

i r r Последовательное решение краевых задач для коэффициентов разло жений (3) проводилось численно методом дифференциальной прогонки.

Анализ решения показал, что волна поперечных перемещений стенки капилляра вызывает в жидкости внутреннюю волну с неоднородными вдоль радиуса капилляра распределениями амплитуд. Главной особенностью внутренней волны является то, что амплитуды в некоторых зонах течения могут достигать значений, существенно превосходящих значения известных акустических течений даже при незначительных амплитудах поперечных перемещений с тенки капилляра. Поэтому скорости течения внутренней вол ны, которые описываются нелинейными уравнениями движения, оказыва ются при сопоставимых значениях внешнего воздейс твия во много раз большими, чем скорости известных акустических течений. Применительно к течениям в порах порис тых сред установленное течение предс тавляет собой пример, показывающий, что мелкомасштабные пульсации скорости и дав ления с масштабом порядка радиуса пор, которыми обычно пренебрегают в механике насыщенных пористых сред, могут привести к возникновению од носторонне направленных течений со скоростями, существенно превосхо дящими скорости фильтрации.

Удалось установить, что на исходное течение Пуазейля накладывается дополнительное течение, обусловленное волнами. Таким образом, при оп ределенных размерах капилляров волны могут обеспечить значительное ус корение течения жидкости. Без увеличения статических градиентов давле ния через узкий капилляр с деформирующимися стенками оказывается воз можным пропустить значительно большее количество флюида, чем через капилляр с неподвижными стенками при том же перепаде давления между его торцами. Причем, особенно значителен этот эффект для узких пор, диа метр которых порядка 1…10 мкм. Даже при амплитудах волн на поверхно сти поры, не превышающих долей процента от ее диаметра, эффект ускоре ния течения может достигать трех и более порядков.

Рисунок 1 схематично иллюс трирует процесс деформирования профи ля скорости. В таблице 1 приведены результаты расчетов.

Рисунок 1 – Профили исходного невозмущенного течения (а) и возмущенного течения, обуслов ленного волной (б) Таблица 1 Результаты расчетов / R Вид капилляра R0, м V 0, м/мин V Д, м/мин V Д / V 10-2 10- Канал 25 0,390 1, 10-3 10- Трещина 0,25 0,344 137, 10-5 2,5*10-5 10-3 1,8* Пора 0, Здесь R 0 – невозмущенный радиус поперечного сечения капилляра, V 0 – средняя по сечению скорость невозмущенного движения, – амплитуда перемещения стенки капилляра, V Д – дополнительная средняя по сечению капилляра скорость.

Как видим, ускорение течения жидкости в узких порах увеличивается более чем в 1000 раз. При этом амплитуда волны изгиба на поверхности по - ры может быть весьма малой ( / R0 = 10 ). Чтобы достичь аналогичного эффекта путем повышения статического градиента давления вдоль поры, потребовалось бы его увеличение также более чем в 1000 раз, что практиче ски не осуществимо. Этот факт позволяет рассматривать волны как один из наиболее эффективных механизмов ускорения течений в капиллярах и по ристых средах. Этот открытый теоретически эффект является одним из на учных принципов, на которых базируется идея использования волн в нефте газовой промышленности.

Наиболее возможным на сегодняшний день становится использование волны для ускорения течения жидкости в призабойных зонах нагнетательных и добывающих скважин, чтобы интенсифицировать приток или нагнетание.

Волновое движение час тиц, засоряющих призабойную зону, обеспе чивает снижение скин-эффекта и улучшение коллекторских свойств приза бойной зоны. Волны действуют как на частицы вблизи и внутри скважины, так и на флюид в микропорах. Это при правильном использовании колеба ний может привести к выравниванию профиля приемистости и увеличению количества жидкости, принимаемого скважиной.

Таким образом, реализация волнового воздействия на низкопроницае мую пористую среду позволит обеспечить вытеснение нефти из низкопро ницаемой застойной в более высокопроницаемую дренируемую зону про дуктивного пласта и тем самым увеличить конечную нефтеотдачу.

Теоретические эффекты перемещения частиц, капель и жидкости в по рах при воздействии волн были проверены экспериментально. После анализа образца, подверженного волновой обработке после бурения, и образца, рас пиленного сразу после бурения, было выявлено, что волны дейс твительно обеспечивают очистку призабойной зоны скважины от загрязнения глини стыми частицами бурового раствора. Этот же эффект был подтвержден заме рами проницаемости образцов, которые были сделаны до их распила. Соот ветствующие зависимости приведены на рисунке 2. Как видно, проницае мость очищенного образца более чем в три раза выше, чем загрязненного.

Рисунок 2 – Анализ проницаемости загрязненного и очищенного кернов породы Моделирование волновых процессов в трещиноватых пористых, на сыщенных нефтью средах показало, что в этих средах существуют три типа продольных волн и один тип поперечных;

при низких час тотах два типа продольных волн распространяются с малыми скоростями, т.е. это волны фильтрации. Фильтрационные волны затухают значительно сильнее быст рой продольной (деформационной) и поперечной волн. Скорости быс трой (первой) и поперечной (четвертой) волн в основном определяются модулями упругости, характеризующими скелет среды.

Результаты проведенных исследований использованы при определении частотных параметров волновых воздействий разрабатываемых технологий.

Суммируя вышеизложенное, можно конс татировать, что для того что бы в призабойной зоне скважины были реализованы эффекты односторонне направленного перемещения твердых час тиц и ускорения течения жидкос ти в порах порис тых сред, следует возбудить в прилежащей к скважине зоне нефтенасыщенного пласта волны с частотами, близкими к частотам, резо нансным для данной призабойной зоны. Причем, в ряде случаев для возбу ждения волн в определенных облас тях, отстоящих от скважины на конечное расстояние, можно использовать полигармонический нелинейно взаимодей ствующий между собой волновой набор.

Чтобы улучшить условия прохождения волн в порис тую среду, следу ет зону фильтра делать открытой. Для технического решения проблемы строительства скважин с открытым забоем обязательным является решение задачи создания герметичного заколонного прос транс тва основного ствола скважин и особенно в зоне башмака обсадной колонны, спущенной в кров лю продуктивного горизонта.

Согласно нашим исследованиям, это возможно при тщательной подго товке открытого ствола к цементированию методами управляемой кольматации.

В третьем разделе рассмотрены основные методические подходы к обеспечению надежного разобщения флюидонасыщенных плас тов и герме тизации заколонного пространства скважин как необходимых условий, по зволяющих заканчивать скважины открытым забоем и в полной мере реали зовывать волновые эффекты. Приведены результаты экспериментальных, промысловых исследований научных разработок, научно обоснованы и сформулированы основные положения концепции формирования конс трук ции фильтра скважины при первичном вскрытии.

Как отмечалось выше, основной причиной снижения качества рабо т при заканчивании и эксплуатации скважин является активная гидравличе ская связь вскрытых бурением флюидонасыщенных плас тов со стволом скважины. Большинство применяемых в отечес твенной и зарубежной прак тике буровых растворов не обеспечивают эффективной гидроизоляции про ницаемых плас тов от ствола скважины. Неуправляемые и пассивные по ха рактеру процессы формирования кольматационной зоны в приствольной об ласти и глинистой корки на стенах скважины не приводят к созданию тех нологически необходимых гидроизолирующих характеристик (низкой про ницаемости, повышенного градиента давления фильтрации жидкости и гид роразрыва горных пород) этой системы. Поэтому действие геолого технических факторов приводит к взаимодействию скважины и проницае мых плас тов, то есть к нес тационарным гидродинамическим процессам, оп ределяющим техническое состояние (герметичнос ть и прочнос ть стенок) ствола и гидравлическое поведение скважины (поглощения, газонефтеводо проявления и т.д.).

В современных геолого-технических условиях для успешного реше ния проблемы разобщения пластов необходимо изменить направление стра тегии и тактики проводимых в данной области исследований и разработок.

При этом следует операции по разобщению комплекса пород продук тивной толщи дополнить технологией изоляции приствольной зоны водона сыщенных пластов (методы малых проникновений) на этапе первичного вскрытия. Формирование приствольного экрана с заданными гидроизоли рующими характеристиками против интервалов водонасыщенных пластов (элемент крепи, который большинством специалис тов до настоящего време ни игнорируется) приведет к значительному повышению герметичности за колонного пространства и долговременности крепи.

Отдельно рассмотрены проблемы и технологические решения обеспече ния герметичности заколонного пространства нефтяных и газовых скважин с точки зрения условий, способствующих проникновению в затрубное про странство и прорыву газа. В общем случае исследователи отмечают следую щие возможные пути продвижения газа в затрубном пространстве скважин:

• по каналам, образованным вследствие негерметичности резьбовых соединений;

• по каналам из-за негерметичности соединений час тей колонной го ловки;

• по нарушениям целос тности обсадных колонн;

• по каналам, возникшим в самом цементном камне при его тверде нии;

• по каналам контактных зон цементного камня.

В работе подробно рассмотрены основные технологии, направленные на обеспечение герметичного заколонного пространства, что дос тигается двумя последовательными технологическими операциями:

- подготовкой ствола скважины к цементированию методами управ ляемой кольматации (струйной обработкой стенок скважины, струйно волновой кольматацией);

- обработкой тампонажного раствора электрогидроимпульсным уст ройством в период превращения тампонажного раствора в камень.

Исключительно важным, с точки зрения герметизации заколонного пространства, является управление процессами превращения тампонажного раствора в камень, т.е. в период ОЗЦ, который является наиболее опасным с точки зрения создания предпосылок для образования каналов и проявления движущих сил. Известно, что одной из причин, влияющей на качество це ментирования обсадных колонн, являются свободно протекающие процессы за колонной в период ОЗЦ, большинство из которых из-за применения в це ментировании тампонажных растворов на основе минеральных вяжущих не гативно влияют на формирование камня и его контактных зон. В частности, это большое водосодержание, контракционные явления и так называемое «зависание» тампонажного рас твора, приводящее к снижению давления на флюидосодержащие плас ты и ведущее к проникновению флюидов в твер деющий тампонажный рас твор со всеми вытекающими последствиями. Зна чительное влияние на качес тво цементирования оказывают ос татки невы тесненного бурового раствора и глинис тая корка. Для реализации управле ния процессами, протекающими за колонной, Кузнецовым Ю.С. и Ковязи ным Н. И. предложен способ воздействия на тампонажный раствор в период ОЗЦ акустическим полем, создаваемым мощным источником электрогидро импульсного типа. Акустическое воздействие на тампонажный раствор по зволяет уменьшить сроки схватывания тампонажного раствора, улучшить структуру и прочностные характеристики камня за счет более равномерного распределения во вмещающем объеме дисперсной фазы и жидкости затво рения, усиления массообмена и теплообмена, повышения седиментационной устойчивости, ускорения процессов структурообразования и снижения от рицательных последствий контракционных явлений. Воздейс твие повышает герметичнос ть и прочность контактных зон камня за счет полного или час тичного разрушения глинистой корки (пленки), усиления смачиваемости тампонажным рас твором зон контакта, ускорения физико-химических про цессов между раствором и поверхностями вмещающего прос транс тва, а также позволяет поддерживать давление столба рас твора на установленном уровне над пластовым в течение определенного времени путем разрушения коагуляционной структуры раствора.

Суть предложенного способа заключается в следующем. Источник воздействия сразу же после окончания цементирования перемещается внут ри обсадной колонны по заданной программе и генерирует мощные локаль ные импульсы давления, которые вызывают упругую деформацию обсадной колонны, переходящую в затухающие колебания ее. Колебания обсадной колонны создают акустическое поле в тампонажном растворе.

Основы технологии, реализующей вышеуказанный способ, нами раз работаны и развиты для условий Заполярья. Успешнос ть волнового воздей ствия на твердеющий в заколонном пространстве тампонажный рас твор во многом определяет правильный выбор источника волнового воздействия с учетом особенностей эксплуатации излучателя в скважине. Нами разработа ны сравнительно простые методика и технические средства для определения удельного импульса давления, прикладываемого к внутренней поверхнос ти трубы.

Сравнение измеренных по этой методике удельных импульсов давле ния, создаваемых электрогидроимпульсным устройством с оболочкой и без нее, позволяет оценить влияние оболочки на прохождение генерируемого разрядом импульса давления.

Рассмотрим уравнение вынужденных колебаний трубы, которую с на ружной стороны окружает воздух:

d 2 WТ E hT WТ = P (t), (4) сT hT + 2 2 (1 н 2 ) dt rT где т – плотность материала трубы;

hт – толщина трубы;

rт – средний ра диус трубы;

Wт – смещение наружной с тенки трубы;

Е – модуль Юнга ма териала трубы;

– коэффициент Пуассона материала трубы;

P (t) – давление, прикладываемое к внутренней поверхности трубы;

t время.

Проинтегрировав уравнение (4) до момента t =, когда смещение тру бы достигает максимума (Wтma x) и, соответс твенно, скорость смещения рав на 0 d WТ ( ) = 0, получим следующее выражение:

dt d W (ф)+ Eh ф ф Т WТ (t) d t = P (t) d t. (5) сh ТТ r 2 1 2 dt Т Выражение фP(t) d t есть не что иное, как удельный импульс () дав ления, прилагаемый к внутренней стенке трубы.

d WТ ( ) И тогда, при условии = 0, имеем:

dt Eh ф (6) Т г (ф = ) WТ (t) d t.

r 2 1 2 Т При длительности импульса сигнала, прикладываемого к внутренней поверхности трубы, меньшей четверти периода ее собственных колебаний, форма ее вынужденных колебаний будет близка к синусоидальной (эта си туация характерна для рассматриваемого процесса). Тогда можно записать:

2 р t, (7) sin W (t) = W T Т Тmax где Т 0 – период собственных колебаний трубы;

Wт ma x – максимальное значе ние при t = Т 0/4.

Подс тавив (7) в (6), получим:

E hТ ф 2 р t E hТ T WТmax sin dt = г (ф = ) WТmax, T rТ 2 1 2 2 р rТ 2 1 2 0 E h T 0 WТmax. (8) Т г (ф = ) rТ 2 1 2 2 р Далее, подставляя известное выражение для периода собственных ко лебаний трубы Т0 = в (8), получим:

Е т rт ( 2 ) Eс h WТmax. (9) г (ф = Т Т ) 1 r Т Таким образом, согласно полученному выражению (9), для определе ния импульса давления, прилагаемого к внутренней поверхности трубы, достаточно измерить максимальное смещение стенки трубы (WТma x) в пер вый полупериод ее колебаний. Остальные величины, входящие в выражение (9), известны.

Непосредственные измерения смещения стенки трубы с помощью из вестных оптических или электрических методов затруднены из-за малых ве личин деформаций и времени протекающих процессов, наличия электро магнитных полей и др. Для того чтобы обойти эти трудности, предложена достаточно простая методика определения максимального смещения внеш ней стенки трубы, моделирующей обсадную трубу. Суть ее состоит в изме рении наибольшего отклонения груза цилиндрической формы от положения равновесия под действием импульса, сообщаемого ему трубой. В этом слу чае отклонения груза значительно превышают амплитуду колебаний цилин дра и с тановятся дос тупными для их измерения достаточно простыми опти ческими или механическими способами.

Результаты экспериментальных исследований с применением разрабо танных методики и установки для оценки влияния резиновой оболочки на прохождение импульса давления приведены в таблице 2.

Таблица 2 – Результаты экспериментальных исследований Рг, МПа 0 10 20 30 40 1 () 1,100 1,110 1,115 1,118 1,119 1, +1 () Из полученных экспериментальных данных следует, что удельный импульс, сообщаемый стенке трубы, при наличии рез иновой оболочки в среднем увеличивается на 10…12 %. Некоторое расхождение во влиянии ре зиновой оболочки на удельный импульс давления с ростом гидростатиче ского давления объясняется изменением акустических характерис тик обо лочки при повышении давления.

Результаты исследований объясняются следующими соображениями.

Помимо влияния на величину удельного импульса давления потерь сигнала на резиновой оболочке сказывается, в разной степени при измене нии формы излучаемого сигнала, влияние трубы. При прохождении излу чаемого сигнала через резиновую оболочку происходит изменение его фор мы. Сигнал становится более протяженным, но с меньшей амплитудой, и это ослабляет влияние трубы на величину удельного импульса давления.

Для подтверждения этого нами проведен численный эксперимент. Ус ловия выполнения эксперимента следующие.

К внутренней стенке трубы прикладывается импульс давления, форма его меняется. Для того чтобы учитывать только влияние трубы на удельный импульс давления, акустическая энергия сигналов с разной формой остается постоянной. Форма сигнала, прикладываемого к трубе, задается близкой к реальному процессу и описывается следующим выражением:

2 T1 + T2 t exp t, exp (10) Р(t, T1, T2 ) = (T1 T2 ) T2 T где Р – давление, прикладываемое к внутренней стенке трубы;

t – текущее время;

Т 1, Т 2 – время соответс твенно переднего и заднего фронтов импульса давления, прикладываемого к трубе.

В эксперименте Т 1 изменялось от 0,2 до 13,0 мкс, а Т2 оставалось по стоянным и равнялось 13,5 мкс.

Для расчетов использовалась математическая модель распространения мощного нестационарного акустического сигнала, генерируемого высоко вольтным разрядом, в многослойной среде с деформируемой цилиндриче ской оболочкой.

Результаты численного эксперимента подтвердили возможность уве личения удельного импульса давления при введении в ЭС резиновой обо лочки. Изменение формы излучаемого сигнала резиновой оболочкой ослаб ляет влияние трубы на прохождение сигнала настолько, что позволяет ком пенсировать потери на оболочке и получить несколько больший удельный импульс давления. С учетом погрешности экспериментальных исследований удельного импульса давления, равной 10 %, они удовлетворительно согла суются с полученными результатами численного эксперимента.

Таким образом, выполненные экспериментальные исследования, тео ретическое обоснование эффективности работы системы инициирования с локальным увеличением напряженности электрического поля на границе раздела сред «жидкость диэлектрик металл» позволили найти техниче ские решения для создания электродной системы с высокой эффективно стью преобразования электрической энергии в механическую в условиях скважины. Созданные технические решения для реализации эффективного разряда в скважине использованы в электрогидроимпульсном устройстве для обработки тампонажного рас твора с более высокими техническими и эксплуатационными характерис тиками.

Описанные эффекты, естественно, легче реализовать в открытом ство ле скважины, что открывает широкую перспективу для использования резо нансных эффектов при бурении скважин, очистке ее призабойной зоны и волновом воздействии на нефтяной плас т или его застойные зоны.

Концепция формирования конструкции фильтра скважины при первичном вскрытии и креплении скважины Нес тационарное гидродинамическое состояние и поведение разраба тываемых месторождений в условиях активной гидравлической связи раз нонасыщенных плас тов между собой и со скважиной интенсифицируют фильтрационные процессы в этой системе. Неконтролируемое и неупорядо ченное движение фильтрационных потоков пластовых флюидов осложняет и снижает показатели работ не только при заканчивании скважин, но и при производстве комплекса мероприятий по регулированию системы разработ ки месторождения, повышению производительности скважин, выполнению требований охраны недр.

Основными элементами гидродинамически несовершенной по харак теру и степени вскрытия продуктивных горизонтов конструкции забоя яв ляются природный фильтр приствольной зоны пласта с закольматирован ным слоем и фильтрационной коркой, разобщающее весь комплекс прони цаемых разнонасыщенных пластов продуктивной толщи цементное кольцо с перфорированными отверс тиями, технический фильтр перфорированная обсадная колонна. При всех известных преимуществах этой наиболее рас пространенной в практике конструкции забоя от гидродинамически совер шенной конструкции открытого или частично открытого забоя ее отличает ряд существенных недостатков, отрицательные последствия которых сказы ваются на всех стадиях разработки нефтегазовых залежей. Это высокие гид родинамические сопротивления в зоне фильтра, негерметичность заколон ного прос транс тва и отсутс твие изоляции пластов друг от друга, сложность геолого-технических условий производства стимулирующих обработок, РИР, реконструкции забоя, поддержание оптимальных режимов эксплуата ции скважин и т.д.

Вместе с тем, фильтр эксплуатационных и нагнетательных скважин от носится к той части технического сооружения, в которой интенсивность гид родинамических процессов фильтрации пластовых флюидов достигает своего максимума. Только в этой зоне отмечаются предельные скорости фильтрации жидкостей и газов, гидравлические сопротивления, градиенты давлений и энергетические потери. Это приводит к изменению напряжений в породах прифильтровой зоны, следствием которых являются изменения коллектор ских свойств (загрязнение или дренирование) и фильтрационных характери стик призабойной и удаленной зон пласта в результате отложения на фильтре различных углеводородных компонентов (смол, асфальтенов, парафинов), солей и т.д. Поэтому снижение гидравлических сопротивлений в фильтре, повышение проницаемости приствольной и призабойной зон продуктивных пластов, долговременная изоляция их от чуждых флюидонасыщенных пла стов относятся к ключевым проблемам, успешное решение которых связано с первичным вскрытием продуктивных отложений. Только на этом этапе за канчивания скважин представляется возможным выделить в продуктивной толще интервалы не вовлекаемых в разработку газоводонасыщенных пластов и произвести их долговременную изоляцию формированием в приствольной зоне кольматационного или зацементированного экрана.

Для успешной реализации этих решений методы формирования кон струкции забоя скважин на этапе первичного вскрытия продуктивных отло жений должны отвечать ряду технологически необходимых требований:

1) восстанавливать природную изоляцию комплекса флюидонасыщен ных пластов продуктивной толщи при пересечении их стволом скважины;

2) создавать гидравлические условия для вскрытия продуктивной тол щи в широком диапазоне изменения положительных и отрицательных забой ных давлений, не приводящие к осложнениям технологического процесса и ухудшению фильтрационных характеристик газонефтенасыщенных пластов;

3) при применении открытой конструкции забоя и фильтра скважины обеспечивать долговременную и надежную изоляцию не вовлекаемых в раз работку водонасыщенных плас тов от ствола скважины.

Применение технологий струйно-волновой обработки приствольной зо ны флюидонасыщенных пластов при вскрытии бурением имеет ряд неоспори мых технических, экономических и экологических преимуществ перед тради ционно применяемыми технологиями заканчивания и капитального ремонта эксплуатационных скважин. Открытая для обработки поверхность фильтрации проницаемых пластов в необсаженном стволе скважины создает наилучшие гидравлические условия и технические возможности по селективной изоляции и дренированию приствольной зоны наиболее эффективными методами. В за висимости от решаемых промысловых задач (временная или долговременная изоляция проницаемых объектов) изолирующие характеристики создаваемого экрана (градиент давления фильтрации пластового флюида и гидроразрыва горных пород) регулируются в технологически требуемых пределах.

Высокие гидроизолирующие характеристики прис твольного экрана, формируемого против флюидонасыщенных плас тов, существенно повыша ют герметичнос ть долговременной крепи при различных конструкциях за боя скважин и расширяют область применения в сложных геолого промысловых условиях гидродинамически совершенной по степени и ха рактеру вскрытия конструкции открытого забоя.

Сообщение ствола скважины через открытую поверхнос ть продуктив ного пласта создает условия для плоскорадиального течения жидкости в призабойной зоне, давление и скорость фильтрации потока в котором зави сят только от расстояния от ствола. Сохранение одномерности потока и от сутствие дополнительных гидравлических сопротивлений, характерных для перфорированного фильтра, обеспечивают гидродинамическое совершенст во движения жидкос ти через боковую поверхность как для эксплуатацион ных скважин при радиально сходящемся потоке, так и для нагнетательных при радиально расходящемся потоке.

Выполнение этих требований приведет к созданию оптимальных ус ловий для разработки углеводородных залежей при применении различных систем воздействия и более широкому использованию потенциальных воз можностей каждой скважины.

Четвертый раздел посвящен разработке и усовершенствованию тех нологий сохранения и восстановления коллекторских характеристик пласта, в основу которых положены методологии формирования конс трукции фильтра и забоя скважин в процессе первичного вскрытия в аномальных геолого-промысловых условиях и теория нелинейных колебаний, описанная в разделах 2 и 3. Для достижения поставленных целей разработаны техниче ские устройства для осуществления процесса кольматации проницаемых пластов, теоретически обоснованы, экспериментально исследованы техно логии по совершенствованию конс трукции забоя и методы селективной изоляции водонасыщенных пластов в скважинах. Использованы методы из готовления щелей в скважине с конструкцией забоя открытого типа и формирования протяженных каналов фильтрации сверлящим перфоратором.

Изложены технологии очис тки прис твольной и призабойной зон при освое нии и ремонте, а также описаны устройства и установки для воздейс твия на удаленные зоны продуктивного пласта.

Под термином «формирование открытого забоя» подразумевается соз дание таких технологий заканчивания скважин, которые совмещали бы в се бе поэтапное углубление ствола скважины в проектном горизонте с одно временной гидроизоляцией водоносных пластов, упрочнением неустойчи вых интервалов пород и сохранением фильтрационно-емкостных свойств нефтегазонасыщенных пропластков.

Технология формирования открытого забоя совмещает процессы раз рушения горных пород и углубления забоя скважин с кольматацией прони цаемых стенок ствола различными способами и создания в проницаемых пла стах кольматационных экранов различного функционального назначения.

Технология селективной гидромониторной обработки приствольной зоны продуктивных отложений предназначена для долговременной изоля ции проницаемых пластов. Селективная гидромониторная изоляция при ствольной зоны проницаемых пластов упрощает производство многоцик ловых операций, повышает безопасность их проведения, минимизирует ма териальные затраты и время, не снижая эффективности изоляционных ра бот. Формируемый по этой технологии гидроизолирующий экран цементи рованием проницаемых пород приствольной зоны отличается высокими ха рактеристиками герметичности и прочности. Зацементированный экран не нарушается при действии депрессий 7…10 МПа и при создании репрессий, равных градиенту горного давления. Достижение таких показателей гидро изоляции интервалов проницаемых пород протяженнос тью до 12…15 м су щественно повышает герметичнос ть их разобщения в необсаженном стволе и зацементированном кольцевом пространстве обсадной колонны независи мо от толщины изолирующих перемычек и перепада давления между ними.

Технология глубоких и малых проникновений в процессе формирования конструкции фильтра и забоя скважины связана с долговременной изоляци ей водонасыщенных плас тов – потенциальных обводнителей добываемой продукции. Применение схемы основано на производстве комплекса техно логических операций, таких как дренирование призабойной зоны водона сыщенных пластов вызовом кратковременного притока пластовой жидкос ти расчетного объема;

оценка приемистос ти изолируемого объекта для обосно вания метода и технологических параметров процесса изоляции;

дренирова ние прис твольной зоны проницаемых пород гидромониторными струями моющих жидкостей;

изоляция водоносного пласта нагнетанием тампонаж ных растворов, а приствольной зоны – гидромониторными струями.

Технология установки гидроизолирующих экранов в водонасыщенных пластах наиболее перспективна при формировании водоизолирующих экра нов в необсаженном стволе в процессе первичного вскрытия продуктивных отложений. Как показывает опыт, основным преимуществом является ис ключение влияния перетока пластовых флюидов на технологию исследова тельских и изоляционных работ в системе «скважина – пласт», а также воз можность гидромеханического воздействия на поверхность фильтрации об рабатываемого пласта. Это позволяет создать необходимые гидравлические условия для определения фильтрационных характеристик призабойной зоны.

Техническое устройство для осуществления процесса кольматации проницаемых пластов Особенностью любой технологии строительства открытого забоя яв ляется обязательное применение щадящей кольматации для сохранения ес тес твенной проницаемости продуктивных пластов. На базе теоретического обоснования эффективности и целесообразности применения технологии искусственной кольматации приствольного участка проницаемых пластов школами профессоров Мавлютова М.Р., Кузнецова Ю.С., Полякова В. Н. и других было установлено, что для снижения фильтрационных процессов между скважиной и пластом эффективно использовать метод искусствен ной кольматации и во всех случаях необходимо стремиться к уменьшению толщины фильтрационной корки. И, конечно, было бы ошибочным пола гать, что на толщину фильтрационной корки влияют только показатели фильтрации бурового раствора. Анализируя известную формулу, связы вающую объем фильтрата с показателями качес тва бурового раствора, убе ждаемся, что с приближением концентрации твердых час тиц в буровом рас творе к концентрации твердых частиц в корке толщина фильтрационной корки при прочих равных условиях уменьшается, так как с выравниванием концентраций твердых частиц в корке и буровом растворе скорость фильт рации стремится к нулю:

С t Vф = А 2k пр к Р, (11) Ср где V ф – объем фильтрата;

А – площадь фильтра;

k пр – проницаемос ть фильтрационной корки;

С к – объемная доля твердых частиц в корке;

Ср – объемная доля твердых час тиц в буровом растворе;

Р – перепад давления на фильтре;

t – время фильтрации;

– вязкость фильтрата.

Как видно из приведенной формулы, толщина фильтрационной корки существенно зависит от дифференциального давления в скважине, прони цаемости пород и вязкости фильтрата бурового раствора. Для того чтобы уменьшить толщину фильтрационной корки, необходимо в первую очередь снизить дифференциальное давление в скважине. При сбалансированном давлении в скважине, когда дифференциальное давление на забое равно ну лю, фильтрационная корка на забое не образуется.

Исходя из этого нами была разработана на базе гидроэлеватора НГ- конструкция гидроэлеватора со встроенным кольмататором, получившего название гидроэлеватор НГ-3К (рисунок 3).

1 – корпус гидроэлеватора;

2 – юбка гидроэлеватора;

3 – диффузор;

4 – насадка;

5 – корпус гидроузла;

6 – кольмататор;

7 – корпус гидрокольмататора;

8 – канавка гидрозатвора Рисунок 3 – Гидроэлеватор НГ-3К со струйно-волновым кольмататором Как уже говорилось выше, основным препятствием для повсеместного внедрения наддолотного устройс тва НГ-3, использующего эффект создания пониженного дифференциального давления в зоне работы долота со встро енными в него струйными насосами, является отсутс твие надежных отсе кающих устройств полостей над и под долотом.

Мы решили эту проблему путем размещения в юбке гидроэлеватора струйно-волнового кольмататора, который, используя эффект гидрозатвора, благодаря канавке вокруг юбки гидроэлеватора создает условия для сниже ния дифференциального давления в зоне работы долота;

для кольматации проницаемых пород в процессе их первичного вскрытия путем создания в затопленной струе жидкости, направленной на стенку скважины, импульсов давления (эффект кавитации);

для очистки призабойной зоны скважины.

Совмещение гидроэлеватора с кольмататором позволило решить проблему первичного вскрытия продуктивных горизонтов без нарушения их естест венных фильтрационно-емкостных свойств.

Промысловые испытания показали эффективность и целесообразность применения этого устройства (НГ-3К) при вскрытии продуктивных горизон тов. Сопоставление результатов испытания наддолотного гидроэлеватора НГ 3К на скважинах Восточно-Сургутского месторождения с результатами буре ния скважин в идентичных условиях и в сопоставимых интервалах показало увеличение проходки на долото на 23,35 %;

увеличение механической скоро сти бурения на 34 %;

толщины глинистой корки от 0 до 1…4 мм, в то время как интерпретация кавернометрии соседних скважин показывает в этих же интервалах 15…20 мм. Кроме повышения показателей работы долот к досто инствам данной конструкции гидроэлеватора следует отнести способность стабилизировать наклонно направленный ствол, простоту и легкость изготов ления, технологичность применения и высокую износостойкость.

Нами разработан новый тип струйно-волнового кольмататора, первые промысловые испытания которого на Бованенковском месторождении пока зали его технологичность и эффективность. Оформляется технико технологическая и патентная документация.

В работе большое внимание уделено технологии первичного вскрытия пластов продуктивной толщи в водонефтяных зонах с использованием гид рофобных буровых рас творов с глубокой необратимой кольматацией встре чающихся водоносных горизонтов. Использование малоглинистого гидро фобного бурового раствора с содержанием в твердой фазе кислоторас тво римых композиций возможно в сочетании со струйной или струйно волновой кольматацией стенок скважины разработанными устройствами.

Для реализации волновых эффектов большое значение имеет геомет рическая форма забоя нагнетательной либо эксплуатационной скважины. В этой связи особое внимание необходимо уделять созданию фильтровой час ти забоя скважины без эксплуатационной колонны, т.е. открытого забоя ли бо с вертикальными щелями, либо с глубокими перфорационными канала ми, которые обеспечат применение необходимых видов виброволнового воздействия на матрицу плас та или на насыщенную среду. Для решения за дачи направленного воздействия волновой энергии на заданные зоны пласта необходимо сделать следующий шаг в конструировании открытого забоя заранее заданной формы. С этой целью разрабатывается компьютерная про грамма управления затопленной струей жидкости, позволяющая реализовать такие технологии.

Метод изготовления щелей в скважине. Изготовление щелевых кана лов производится с помощью гидропескоструйных перфораторов. Это так называемый метод щелевой разгрузки открытого забоя, или сокращенно ме тод щелевой разгрузки. Для выбора режимно-технологических параметров разрушения горных пород струей жидкости (далее РГПЖ) изучены основ ные закономерности дейс твия струи на преграду и механизм разрушения, который позволил разработать методику создания щелей в отдельном забое.



Pages:   || 2 |
 

Похожие работы:


 
2013 www.netess.ru - «Бесплатная библиотека авторефератов кандидатских и докторских диссертаций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.