Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Борьба с межколонными давлениями в нефтяных скважинах

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Борьба с межколонными давлениями в нефтяных скважинах"

На правах рукописи

Фан Тиен Зунг

БОРЬБА С МЕЖКОЛОННЫМИ ДАВЛЕНИЯМИ В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ

Специальность 25.00.15 - "Технология бурения и освоения скважин"

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2006

Работа выполнена на кафедре бурения нефтяных и газовых скважин Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Научный руководитель

доктор технических наук, профессор Агзамов Фарит Акрамович.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, старший научный сотрудник Крысин Николай Иванович;

кандидат технических наук Петров Николай Александрович.

Ведущая организация

Филиал ЗапСибБурННПИ ФГУП НПЦ «Недра».

Защита состоится « 26 » октября 2006 года в 11-30 на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.289,04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

НА

Автореферат разослан «ГЛ.» сентября 2006 года.

Ученый секретарь совета

Ямалиев В.У.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Добыча нефти на шельфе Вьетнама является базой для ключевой отрасли экономики страны, основой которой является месторождение Белый Тигр. В общем эксплуатационном фонде скважин этого месторождения фонд добывающих скважин составляет 72%. Месторождение Белый Титр является уникальным по геологическим условиям, характеризующимся наличием нефти в отложениях олигоцена и кристаллического фундамента на глубине 3000 - 5000м.

Однако и при бурении, и при добыче работы сопровождаются осложнениями, влияющими на темп разработки и экологическое состояние территории. В последние десятилетия одной из актуальных задач в нефтегазовой промышленности является проблема межпластовых перетоков (МПП) и межколонных давлений (МКД), широко распространенная как во Вьетнаме, так и во всем мире.

Анализ промысловых данных по месторождению Белый Тигр показывает, что число нефтяных скважин, имеющих МКД, составляет почти 50% всего фонда скважин. По мере увеличения продолжительности эксплуатации месторождения количество таких скважин, как правило, возрастает.

Межколонные проявления в обсаженных скважинах могут быть обусловлены либо нарушением герметичности обсадной колонны или ее устьевого оборудования, либо негерметичпостью зацементированного затрубного пространства при наличии флюидопроводящих каналов в формирующемся тампо-нажном камне.

Рекомендации по предупреждению межколонных проявлений могут быть подразделены на две группы:' а) мероприятия по обеспечению качественного разобщения пластов в кольцевом пространстве скважины; б) меры по обеспечению герметичности всех участков обсадной колонны,

В последние годы одним из наиболее перспективных направлений ликвидации МКД является применение специальных герметизирующих жидкостей,

достоинством которых является возможность их использования для ликвидации межколонных давлений путем заполнения межтрубного и зацементированного межколонного пространства скважины.

При этом актуальной задачей является разработка гел еобразующих композиций, обладающих способностью кольматировать флюидопроводящие каналы и сохраняющих при этом свои герметизирующие свойства на весь срок их нахождения в месте нарушения герметичности крепи.

Цель работы

Ликвидация или ограничение межколонных давлений при капитальном ремонте скважин путем использования новых герметизирующих гелеобразую-щих композиций.

Задачи исследований

1 Теоретическое обоснование требований к свойствам и составу гелеобра-зующих композиций.

2 Исследование возможности получения упрочняющегося гелеобразующе-го состава на основе доменного шлака и различных наполнителей.

3 Изучение кинетики гелеобразования герметизирующих композиций в зависимости от концентрации исходных компонентов, температуры, минерализации пластовых вод.

4 Разработка экспериментального стенда и экспериментальное изучение герметизирующей способности гелеобразующих составов, содержащих наполнители различного типа.

5 Исследование причин возникновения МКД на месторождении Белый Тигр (Вьетнам) и разработка методики их диагностики.

Методы исследования

Поставленные задачи решались теоретически и экспериментально в лабораторных условиях с использованием стандартных методик, приборов, статистической обработки полученных данных с применением ПЭВМ.

Научная новизна

1 Установлена возможность использования доменного шлака для получения термостойкой гелеобразующеЙ композиции с высокой агрегативной устойчивостью и необходимыми реологическими свойствами для восстановления герметичности крепи скважин,

2 Установлена возможность герметизации каналов размером от 1,0 до

5,0 мм гелеобразующими герметизирующими композициями, содержащими полидисперсные или волокнистые наполнители для кольматирования каналов.

3 Выявлены закономерности изменения пластической прочности гелеобра-зующих композиций на основе домешюго шлака и соляной кислоты от термодинамических условий гелеобразования и компонентного состава ингредиентов.

Практическая ценность

Разработал герметизирующий состав на основе доменного шлака, соляной кислоты и наполнителей, обладающий высокой проникающей способностью и позволяющий эффективно кольматировать нарушения герметичности крепи при ликвидации межколонных давлений.

По месторождению Белый Тигр предложены методика диагностики межколонн ых давлений и классификация скважин, учитывающая соотношение величин МКД и прочность внешней колонны на внутреннее давление.

Разработана новая лабораторная работа по исследованию газоизолирующей способности гелеобразующих составов на основе неорганических материалов, внедренная в учебный процесс при обучении студентов, обучающихся по направлению 650700 - «Нефтегазовое дело», специальность 090080 «Бурение нефтяных и газовых скважин».

Основные защищаемые положения

- результаты исследования причин возникновения межколонных давлений по месторождению Белый Тигр (Вьетнам);

- результаты исследований по получению гелеобразующих композиций, содержащих наполнители, обладающие необходимыми реологическими свойствами;

- результаты экспериментальных исследований новых рецептур герметизирующих композиций, технологии их приготовления и применения для ликвидации МКД.

Апробация работы

Результаты диссертационной работы и. основные положения докладывались:

- на 55-й, 56-й и 57-й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых (г. Уфа, 2004-2006гт,);

- II межотраслевой научно-практической конференции «Проблемы совершенствования дополнительного профессионального и социогуманитарного образования специалистов топливно-энергетического комплекса» (г. Уфа, 2005г.);

- Международной научно-технической конференции «Повышение качества строительства скважин» (г. Уфа, 2005 г.).

Публикации

Основные научные положения и результаты диссертационной работы освещены в 8 печатных работах, в том числе 3 статьях и тезисах 5-ти докладов.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, заключения, списка литературы из 127 наименований; изложена на 155 страницах машинописного текста, включая 26 рисунков, 30 таблиц.

В процессе выполнения исследований автор пользовался советами и консультациями своего научного руководителя доктора технических наук, профессора Ф.А. Агзамова, которому глубоко благодарен. Автор считает своим долгом выразить признательность доктору технических паук, профессору Л.А.Алексееву, кандидату технических наук, доценту Р.М.Сакаеву, сотрудникам кафедры бурения нефтяных и газовых скважин УГИТУ, сотрудникам отдела крепления скважин ОАО «Азимут» Кононовой Т.Г. и кандидату технических

наук Д.В.Морозову, оказавшим неоценимую помощь в работе над диссертацией.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность проблемы, намечены цель работы и задачи исследований, научная новизна и практическая значимость представленной работы.

В первой главе показаны геологические особенности месторождения Белый Тигр, расположенного на шельфе южной части Социалистической Республики Вьетнам, состояние фонда скважин, наличие МКД в иих, осповные причины нарушения герметичности заколонного пространства и проанализированы существующие технологии восстановлепия герметичности крепи скважин.

Геологический разрез месторождения Белый Тигр представлен миоценовыми, олигоценовыми отложениями и кристаллическим фундаментом.

Олигоценовые отложения характеризуются хрупкими аргиллитами, мелкозернистыми песчаниками со слабо сцементированными прослоями алевролито-вых пород, при пластовом давлении Рш = (1,27 - 1,7)Ргет., где Ргст, - гидростатическое давление.

Миоценовые отложения представлены глинами, алевритами, аргиллитами, чередованием рыхлых песков, прослоями углей, песчаниками с глинистым и карбонатным цементом, Рп* = Ргст и поэтому в этих отложениях часто имеют место поглощения бурового раствора.

Глубина залегания фундамента составляет 3200 - 4500м по вертикали.

Фундамент месторождения на шельфе Вьетнама характеризуется:

- высокой твердостью пород и абразивностью;

- низким пластовым давлением (0,83 ~ 0,87) Р,^;

- интенсивным поглощением бурового раствора, часто приводящим к полной потери циркуляции;

- пространственным расположением трещин и разломов с различными физико-механическими свойствами пород.

Из общег о объема добычи нефти на месторождении Белый Тигр 87,5% добычи приходится на кристаллический фундамент, 7,5% - на нижний олигоцен, 5% - па нижний миоцен. Эксплуатация месторождения осуществляется с морских стационарных платформ (МСП).

Плотность нефти 557,1 - 634,2 кг/м3, давление насыщения 20,20 -29,28 МПа.

Сложная геология месторождения обусловила многоколонную конструкцию скважин, которая, помимо кондуктора и эксплуатационной колонны, включает еще 2-3 промежуточные колонны.

К сожалению, для месторождения Белый Тигр, как и для многих нефтяных и газовых месторождений всего мира, характерны межколонные давления, которые встречаются между колоннами 168 и 245 мм и между колоннами 245 и 324 мм. По состоянию на 2002 год из 210 скважин, составляющих эксплуатационный фонд скважин, в 116 скважинах имелись МКД, в том числе 45 скважинах из 88, эксплуатирующихся в отложении кристаллического фундамента. Величина межколонного давления колеблется от долей МПа до 10 МПа, поэтому одной из важных задач является анализ причин возникновения межколонных давлений, особенно на месторождении Белый Тигр.

Большой вклад в изучение причин потери герметичности заколонного пространства и разработку технологий и материалов для их восстановления внесли Агзамов Ф.А., Арестов Б.В., Ахметов A.A., Бережной А.И., Блажевич В .А., Га-сумов РА., Зозуля Г.П., Каримов Н.Х., Кирпичснко Б.И., Кошслсв А.Т., Леонов Е.Г., Маляренко A.B., Мамсдов A.A., Овчишшков В.П., Рябоконь С.А., Сержантов A.A., Стрижнев В.А., Тенн P.A., Уметбаев В.Г., Фаттахов З.М. и др. Несмотря на большой объем работ в этой области, вопрос предупреждения миграции флюидов по заколонному пространству и в настоящее время остается актуальным. Особенно он важен для морских месторождений в связи с постоянно меняющимися во времени пластовыми условиями и жесткими экологическими требованиями.

В общем случае причины негерметичности заколониого пространства можно разделить на первичные, связанные с некачественным креплением скважины, и вторичные, связанные с технологическими операциями в скважине при их эксплуатации и ремонте.

Если в первом случае возникновение МКД связано с технологией крепления и применяемыми материалами, то во втором случае ослабление связи цементного камня с ограничивающими поверхностями и, в определенных случаях, образование зазора происходит уже после затвердевания камня.

В зависимости от величины МКД, причин и путей миграции флюидов восстановление герметичности заколонного пространства может проводиться закачкой изоляционных составов через интервал перфорации или через специальные отверстия, или через дефекты эксплуатационной колонны.

К настоящему времени разработано достаточно много изоляционных составов для восстановления герметичности заколонного пространства скважины, анализ и результаты применения которых показали, что большинство из них имеют определенный набор необходимых и важных свойств, однако составы, обладающие комплексом необходимых качеств, практически отсутствуют.

Основными недостатками большинства тампонирующих материалов являются их низкая проникающая способность, недостаточная эффективность в порах и каналах больших размеров, токсичность, высокая стоимость, низкая се-диментациоппая устойчивость, взрыво- и пожароопасность, большая чувствительность к окружающей температуре и колебаниям в соотношениях компонентов, свойства которых при хранении меняются.

Во второй главе обоснованы требования к свойствам герметизирующих составов (композиций), показан механизм образования и упрочнения геля, рассмотрена рабочая гипотеза, приведено обоснование выбора ингредиентов, состава и рецептуры гелеобразующей композиции, наполнители, применяемые в исследовании, дано описание экспериментального стенда, методы исследования свойств герметизирующих композиций (ГОК).

Как правило, надежное восстановление герметичности заколонного пространства обеспечивают составы, глубоко проникающие в негерметичность крепи скважины и обладающие максимальным значением прочности после ге-леобразования, а следовательно, высоким сопротивлением создаваемому давлению прорыва. Поэтому для максимально глубокого проникновения в зону негерметичности на стадии закачки гелеобразующие составы должны иметь минимальную вязкость.

Для обоснования необходимой вязкости гелеобразующих составов и оценки их прочности после образования геля были проведены оценочные расчеты. Расчеты показали, что гелеобразующие составы вязкостью 1,2 - 2,5 мПа*с на неорганической основе способны проникать в зоны с проницаемостью 0,05 -0,5 мкм2 на глубину 1 м при давлениях закачки от 0,11 до 2,30 МПа. Упрочнившийся в проницаемых зонах гель, в зависимости от вязкости, прочности и коэффициента проницаемости породы, может препятствовать прорыву газа при градиентах давлений от 3 до 27 МПа/м.

Поскольку на контакте цементного камня с обсадной колонной более вероятно образование щелевых каналов, по такой же методике была оценена изолирующая способность гелеобразующих составов для данного вида негерметичности крепи. Показано, что композиция, закачанная в щелевые каналы размером 0,05 - 0,20 мм и перешедшая в гель прочностью 10 - 30 Па, выдерживает градиент давления соответственно ОД - 1,2 МПа/м. Полученные значения соответствуют реально существующим перепадам давлений между пластами в добывающих нефтяных скважинах и свидетельствуют о возможности применения герметизирующих гелеобразующих композиций для восстановления герметичности заколонного пространства, нарушенного при проведении работ внутри обсадной колонны.

Анализ публикаций, научно-исследовательских работ и результатов применения тампонирующих растворов при ремонтно-изоляционных работах позволил обобщить требования к герметизирующим составам, которые сформулированы ниже:

- начальная вязкость не более 2,5 мПа.с;

- сохранение начальной вязкости не менее 4 часов;

- регулируемое время гелеобразования от 6-20 часов при температурах 20-200°С;

- глубина проникновения раствора гелеобразующего состава в пласт не менее 2 м;

- прочность композиции после гелеобразования не менее 15 Па;

- гомогенность и отвердевание по всему объему;

- безусадочность и высокие адгезионные свойства;

- высокая термостабильность до 150°С;

- выдерживание градиента давления не менее 5 МПа/м;

- сохранение естественной проницаемости нефтенасыщенных пород;

- низкая коррозионная активность по отношению к цементному камню и обсадным трубам;

- простота, удобство в приготовлении;

- низкая стоимость и недефицитность материалов;

- экологическая безопасность применяемых материалов.

В наибольшей степени указанным требованиям отвечают композиции гга основе неорганических отходов промышленности.

Объектом исследования в работе был выбран отход металлургического производства - доменный шлак (ДШ). Для примера приведем химический состав доменного шлака ОАО «Новотроицкий цементный завод», который содержит, %: СаО - 42,75; М§0 - 6,15-6,97; А1203 - 8,59-8,79; БЮг - 37,46-38,93; Б03 - 0,47; ре203 - 0,64-0,73; прочие примеси (ТеО, Сг203...) - 1,36-3,94. Доменный шлак представляет собой дисперсный порошок с удельной поверхностью около 200 м3/кг. Он является многотоннажным отходом промышленности, имеющим 4-й класс опасности.

Теоретически была показана возможность образования прочного геля при взаимодействии доменного шлака (ДШ) с раствором соляной кислоты. При этом в результате химической реакции между доменным шлаком и соляной ки-

слотой происходит образование коллоидных частиц кремнезема и гидроксида алюминия по схеме:

СаО * MgO * Cr 203 * Fe гОъ * FeO * Al гОъ * 2 SiO 2 + H*Cl

II ОН

{(Й'02)и • nSiOl' f"" • 2(п - х)Н * • 2хН+ + JА1(ОН)ъ ]„ • пА13+ • 3(и - х)СГ - ЗхСГ +

+ Са2+ + Mg2+ + Fei+ + Cr3+.

При относительно низкой концентрации доменного шлака за счет полимеризации кремневой кислоты в растворе образуется гель, а алюминий присутствует в виде растворимой соли и в гслсобразовании не участвует. Но при повышении концентрации доменного шлака ввиду амфотерности алюминия в растворе происходит коагуляция его гидроксида, а полимеризация монокремниевой кислоты идет более продолжительно и не успевает завершиться из-за быстрого расхода соляной кислоты.

Можно полагать, что при использовании доменного шлака и соляной кислоты гелеобразование протекает в три стадии: а) полимеризация мономера с образованием коллоидных частиц; б) рост коллоидных частиц; в) связывание коллоидных частиц сначала в разветвленные цепочки, затем в сетки, распространяющиеся на всю жидкую среду и уплотняющие ее в гель.

IÏ то же время расчеты показали, что гелеобразующие композиции недостаточно эффективны при каналах диаметром 1,0 ... 2,0 мм и более. Поэтому мы обратились к опыту ликвидации поглощений промывочной жидкости с помощью наполнителей. Присутствие наполнителей в герметизирующей композиции создаст повышенное сопротивление движению флюидов по каналам большого размера, т.е. формируется более прочный экран на пути движения флюидов за счет уменьшения размеров канала, снижения пористости и проницаемости.

В качестве наполнителей к гелеобразующей композиции нами были исследованы асбест и стсклонит. Также в работе было исследовано тонкодисперсное вещество «Микродур» для герметизации каналов от долей мм до

5 мм. Характеристики компонентов герметизирующих композиций приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Характеристики компонентов герметизирующих композиций

Название реагента Характеристика и состав реагента Завод — изготовитель

1 Доменный шлак ЭЮг -37,46-38,93; АЬОз -8,59-8,79; Рс203 - 0,640,73; СаО - 42,75; Ь^О -6,15-6,97; ЯОз - 0,47 ОАО «Новотроицкий цементный завод» по ГОСТ 3476-74

2 Соляная кислота Жидкость желтого цвета, плотностью 1,11 г/см3, 22%-ной концентрации ТУ 6-01-04689381-85-92

3 Стеклонит Волокна-4,5 мм БЮ: ЕС 13 280x9-78 ОАО «Стеклонит», г. Москва

4 Лсбест хризотиловый ЗМЙО-28Ю2-2Н20 Г^О - 43%; БЮг-44,1%; Н20-12,9% АО «НИИпросктасбест» Л-6-30 ТУ-57-2117-2000

5 Микродур Тонкодисперсное вещество с диаметром зерен 6-24 мкм "1ЫТ11Л-ВЛУОтЬН" (г, Висбаден, Германия)

Все свойства гелеобразующих составов измерялись стандартными приборами, применяемыми для измерения свойств буровых растворов.

В, качестве критерия герметизации заколонного пространства использовался градиент давления гидро- или газопрорыва Орадиент начала фильтрации), получаемый отношением давления к длине образца.

Для качественной характеристики прочности гелеобразующих композиций был использован показатель пластической прочности.

Для испытания гелеобразующих составов в условиях, приближенных к условиям работы крепи скважин, а также .для оценки возможности применения гелеобразующих составов для герметизации перетоков газа был разработан и изготовлен экспериментальный стенд, схема которого приведена на рисунке I.

1,2,1',2' - манометры; 3,4 - трубки высокого давления; 5 - регулятор давления; 6 -баллон со сжатым азотом; 7 - бак для герметизирующей композиции; 1!- бак для закачки наполнителя; 8 - вентиль; 9 - НКТ с микротрещиной в контактной зоне между НКТ и цементным камнем; 91 — НКТ с большим размером каналов в цементном камне; 10- нижняя крышка; 11-верхняя крышка; 12 - мерная емкость

Рисунок 1 - Схема экспериментального стенда

Его основным узлом являются наборные секции НКТ диаметром 73 мм, моделирующие затрубпое пространство скважин. Нижние части секций НКТ 9 и 9/ имеют отводы для соединения с газовым баллоном. Верх установки закрывается крышкой 11. Давление контролируется через отводы, находящиеся в верхних крышках. Установка позволяет собрать модель любой длины с подачей пластового флюида (газ, жидкость) под давлением в любом месте модели «за-трубного пространства» и производить контроль давлений на любом участке «скважины».

В третьей главе изложены результаты лабораторных исследований влияния некоторых физико-химических факторов на свойства разработанных геле-образующих составов на основе доменного шлака и соляной кислоты, влияние действия минерализованных вод на гелеобразующиеся составы, исследования свойств по оценке герметизирующей способности геяеобразующих составов, приведены результаты исследования герметизирующей способности разработанных гелеобразующих составов.

При изучении проникающей способности и реологических свойств герметизирующих композиций поиск химических реагентов, позволяющих значи-

тельно повысить проникающую способность и реологические свойства герметизирующих составов, исследовалось влияние концентрации исходных компонентов и температуры на время гелеобразования и прочность полученного геля.

Для определения влияния концентрации исходных компонентов были взяты концентрация доменного шлака (4 - 10%); концентрация НС1 (6-12 %);

При этом было установлено, что увеличение количества доменного ишака от 4 до 10 %, концентрации НС1 от 6 до 12 % приводит к уменьшению времени гелеобразования от 9 суток до 9 часов при температуре 20°С. При низких концентрациях доменного шлака (<9%) и соляной кислоты (<8%) гелеобразование идет медленней, и структура геля получается малопрочной.

При массовой доле доменного шлака 8-10% время гелеобразования мало зависит от концентрации шлака. В данном случае прослеживается уменьшение времени гелеобразования только при повышении содержания соляной кислоты.

Таким образом, предварительно были выбраны концентрации доменного шлака и соляной кислоты, и все дальнейшие эксперименты проводились в интервале концентраций для соляной кислоты от 10 до 12%, при концентрации доменного шлака 10%.

С повышением температуры время гелеобразования уменьшается. Так, если при температуре 20°С время гелеобразования исследуемых композиций составляло от 10 до 36 часов, то повышение температуры до 75 °С сокращает время гелеобразования почти в 10 раз, а при температуре 150°С время гелеобразования сокращается до 25-30 минут.

Для высокотемпературных пластов 150°С и выше, характерных для месторождений Вьетнама, выбор эффективных композиций значительно осложняется. Из требований, предъявляемых, в частности, компанией «Вьетсовпетро» к герметизирующим составам, наиболее жесткими являются требования ко времени гелеобразования и стабильности при температурах 150°С. Поэтому нами были проведены исследования гелеобразующих композиций на термостабильность. Эксперименты показали, что гслеобразующие составы обладают повышенной термостойкостью, составляющей более 150°С,

Ввод в гелеобразующие составы специальных добавок - наполнителей позволяет увеличить прочность композиции, усилить тампонирующий эффект. Это можно объяснить тем, что в присутствии наполнителей образуются межмолекулярные связи между стенками пор и гелеобразующей массой, что способствует повышению стабильности композиции и ее прочности.

Учитывая то, что были использованы инертные наполнители, время геле-образовахшя в их присутствии не изменяется, но динамическая вязкость, статическое и предельное напряжение сдвига, пластическая прочность значительно повышаются.

Если начальная вязкость гелеобразующей композиции без наполнителя равна 1,5 мПа-с, то при добавлении 1,5% асбеста она возрастает до 4,5 мПа-с, а в присутствий 1,5% стеклонита динамическая вязкость повышается до 8,2 мПа-с. Соответственно и нарастание динамической вязкости в процессе ге-леобразования происходит быстрее, и динамическая вязкость имеет более высокие значения.

При введении наполнителей и увеличении их содержания, структура образующихся гелей становится более прочной, соответственно и пластическая вязкость композиции растет как в зависимости от увеличения концентрации наполнителя, так и с увеличением температуры. Часть результатов данных экспериментов показала на рисунке 2.

При контакте с водами различной минерализации (возможными межколонными флюидами) в течение I года качественного изменения физико-химических свойств состава не происходило.

В качестве контактирующих сред использовались: пресная вода; пластовая вода, насыщенная П28, Ре25; Арланская пластовая вода р=1120 кг/м3, содержащая ЫаС1-144 кг/м3, Са304-2Н20-1,4 кг/м3, СаС1г2Н20-23 кг/м3, *^С12-6Н20-22КГ/М3; вода, предельно насыщенная АЮЬ-бНгСМвД кг/м3; вода, предельно насыщенная СаС12-2Н2О-136,8 кг/м3..

пературы при содержании в гелеобразующей композиции (11% соляной кислоты, 10% доменного шлака) и наполнителей

Во всех случаях при контакте с минерализованными водами свойства гелеобразующей композиции без изменений сохранялись в течение 6 месяцев.

Таким образом, можно сделать вывод, что после завершения процесса гс-леобразования полученные композиции имеют прочную структуру, химически устойчивую к действию агрессивных пластовых вод.

Методика проведения экспериментов по исследованию герметизирующей способности геяеобразных композиций предусматривала приготовление цементного раствора, его заливку в трубу установки и последующее ожидание затвердевания (ОЗЦ) в течение 24 часов. Затем к нижнему отводу подводился газ, и создавалось избыточное давление, регистрируемое манометрами 1, 2. Прорыв газа определялся по изменению давления на остальных манометрах 1', 2'.

В экспериментах по исследованию герметизирующей способности геля в установке предусматривалось формирование камня (модели породы) с заданной проницаемостью. Сначала определялась проницаемость модели по газу, затем проводилась закачка расчетного объема гелеобразующего состава. После гелеобразования модель испытывалась на прорыв по газу с последующим определением проницаемости камня.

После выдержки гелесодержащего состава под давлением отмечалось время начала прорыва газа, фиксировалось давление прорыва, по которому рассчитывали градиент давления прорыва. Сравнением первоначальной проницаемости образцов с проницаемостью после закачки и упрочнения геля определялась герметизирующая способность гелеобразующего состава.

Результаты некоторых экспериментов, проведенных на экспериментальном стенде при 20°С, представлены в таблице 2.

Таким образом, в результате эксперимента установлено, что предлагаемые герметизирующие. составы шлака обладают высокой проникающей способностью, равномерно и плотно заполняют поры и каналы цементного камня и создают после отвердевания достаточно прочный непроницаемый изоляционный экран. Получаемый Э1фан способен препятствовать прорыву газа по зако-лопному пространству и может снижать межколонное давление практически до нуля.

Таблица 2 - Результаты исследования по ликвидации газопрорыва

Герметизирующий состав 0 "-'кат мм Градиент давления газопрорыва без наполнителя, МПа/м Градиент давления газопрорыва с наполнителем, МПа/м

1 10% доменного шлака и 11% HCl <0,5 6,25 -

2 1+ Микродур В/Ц =2,5 <0,5 0,5 1,25

3 1+ Микродур В/Ц =5,0 <0,5 1,75 2,75

4 1+Микродур В/Ц =1,1 1-2 0 0,25

5 1+1% асбеста 1-3 0 0,5

6 1+1% стеклонита 5 0 0,25

Для ликвидации дефектов в виде щелевых зазоров с малой открытостью, а также каналов диаметром от 1 до 5 мм предлагается в гелеобразующий состав вводить наполнители.

Для каналов размерами менее 0,5 мм эффективно работает гелеобразую-щая композиция с наполнителем «Микродур», т.к. герметизирующий состав создает экран, способный препятствовать прорыву газа по заколонпому пространству и может снижать межколонное давление.

Для изоляции каналов размерами от 1-3 мм предлагается телеобразующая композиция с асбестовым наполнителем, а для крепи, имеющей каналы размерами более 5мм, предлагается использование ГОК со стеклонитовым наполнителем.

В четвертой главе приведены анализ причин нарушения герметичности крепи скважин, разработка диагностики и группирование скважин по месторождению Белый Тигр.

Проводимыми в настоящее время работами, направленными на качественную изоляцию пластов при креплении эксплуатационных скважин, не удалось предупредить появление МКД и сократить количество осложнений на скважинах месторождения Белый Тигр. По нашему мнению, для решения проблемы первоочередной задачей является выявление основных наиболее значимых факторов, связанных с возникновением МКД иа скважинах данного месторождения.

Для выявления степени влияния геологических, технико-технологичсских, физико-химических и механических факторов на возникновение МКД применены процедуры статистического анализа с использованием пакета прикладной программы БТАТОКАРН1С Э.

Была проанализирована связь возникновения МКД с высотой недоподъема цемента, качеством цементирования скважин, годом ввода скважин на эксплуатацию, количествами КРС, обработок призабойной зоны, продуктивными пластами и получены регрессионные зависимости, в которых взаимоотношения переменных, зафиксированные в моделях, заслуживают более 90 - 95% доверия. Это значит, что существует довольно тесная взаимосвязь между причиной возникновения МКД с проведенными факторами. Результаты данного анализа не противоречат проведенному в диссертационной работе анализу причин воз-

пикновения межколонных давлений на других месторождениях. Из литературных данных известно, что, как правило, МКД связано с действием продуктивного пласта или с действием вышележащих горизонтов, а путями миграции флюида являются сам цементный камень либо его контактные зоны. Для месторождения Белый Тигр ситуация более усугубляется, потому что бурение всех скважин ведется роторным способом и цементный камень за всеми обсадными колоннами подвергается механическому воздействию.

Результаты анализа причин возникновения МКД подтверждают, что одним из наиболее важных факторов, по месторождению Белый Тигр, является качество цементирования.

Для диагностики причин возникновения МКД разработана методика, в которой учитывается вид флюида, выходящего из межколонного пространства, темп роста давления и его падения при стравливании из межколонного пространства, соотношения затрубного и межколонного давлений. На основании методики диагностики МКД можно определить источники МКД, пути миграции межколонного флюида, оценить размер каналов и исходя из этого, рассматривать мероприятия по их ликвидации.

Мы полагаем, что ликвидация МКД, источником которых является продуктивный пласт, а путями миграции флюида негерметичность цементного кольца, должна осуществляться через специальные перфорационные отверстия, сделанные в обсадной колонне выше продуктивного пласта, и прекрасно понимаем, что проведение подобного вида работ - это очень тяжелая и сложная операция. Поэтому на первом этапе предлагается все скважины с межколонными давлениями разделить на четыре группы, в зависимости от соотношения величины МКД между 168 х 245 мм и 245 х 324мм с пределом прочности внешней колонны на внутреннее давление. В пределах каждой группы скважин необходимо осуществлять мониторинг давления, его диагностику и проектировать стратегию работы со скважинами, имеющими МКД. Группирование скважин с МКД на месторождении Белый Тигр может играть важную роль при использо-

ваини фонда скважин и позволит избежать осложнений при эксплуатации сква-жип.

В качестве примера в таблице 3 представлен пример результатов расчета и группирования скважин с межколонными давлениями между 168 и 245 мм колоннами.

Таблица 3 - Группирование скважин по величине межколонного давления между 168 и 245 мм колоннами и рекомендуемые мероприятия

Группа СКВ. Рмк6х9 Номер скважины Рекомендуемые мероприятия

Рк

I <0,25 МСП 1- 1, 28, 45,46,403 МСП 2-2,402,409,420 др. МСП 3-64, 68,193,66, 65 МСП4-98,91,60,810идр. МСП 5-102, 508, 510 и др. МСП 6 - 62, 80, 81, 90, и др. МСП 7-75, 76, 700, и др. МСП 8-801, 802, 803, идр, МСП9-901,902,904, идр. МСП 10-1001,1002, идр. МСП 11 -1102,1106 и др. БК 1-406,408,432 БК 3 - 410, 404,407и др. БК 4 - 415,419,423,429, 424; БК 5—456; БК6-431,442 БК 8 - 449 Всего 100 скв. Мониторинг давления. Скв. 508,510,918, 1005, 477, 410: постоянное наблюдение, при необходимости перевод в 1руппу II, т.к. Рмк6х9>0,2\. Рк

II 0,250,5 МСП 1-401; МСП 3-73 Стравливание межколонных давлений с периодичностью два раза в год.

III 0,50,75 - Стравливание межколонных давлений с периодичностью 1 раз в месяц.

IV >0,75 - Капитальный ремонт или ликвидация скважины.

Анализ фонда скважин по данному критерию показывает, что по состоянию на конец 2002 года все скважины, имеющие межколоипые давления между 168 и 245 мм колоннами на месторождении, находятся в неопасном состоянии.

Основные выводы

1 Предложена методика диагностики причин возникновения межколонных давлений по месторождению Белый Тигр, учитывающая вид флюида, выходящего из межколонного пространства, темп роста давления и его падения при стравливании из межколонного пространства, соотношения затрубного и межколонного давлений и позволяющая определить источники МКД, пути миграции межколонного флюида, оценить размер каналов.

2 Разработаны требования к герметизирующим составам для восстановления герметичности заколонного пространства и обоснован ввод наполнителей в гелеобразующие составы, позволяющих кольматировать и герметизировать каналы размером от 1,0 до 5,0 мм,

3 Разработан и изготовлен экспериментальный стенд для исследования герметизирующих свойств гелеобразующнх составов при восстановлении герметичности цементного камня и его контактных зон,

4 Разработан гелеобразующий герметизирующий состав на основе доменного шлака и соляной кислоты с необходимыми свойствами, адаптированными к месторождению Белый Тигр.

5 Экспериментально доказана эффективность применения разработанной упрочняющей гелеобразующей композиции на основе доменного шлака в качестве герметизирующего состава для восстановления герметичности заколонного пространства скважины.

6 По месторождению Белый Тигр предложена классификация скважин, учитывающая соотношение величин МКД и прочность внешней колонны на внутреннее давление, и предложены мероприятия по обеспечению работы скважин.

Материалы диссертации опубликованы в следующих печатных работах:

1 Агзамов Ф.А., Фан Т.З, О некоторых проблемах строительства скважин на нефтяном месторождении Белый Тигр (Вьетнам)// Материалы 55-й па-учно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых учсных.-Уфа, 2004,-С.24.

2 Морозов Д.В., Турумтаев А.Р., Фан Т.З. О некоторых причинах межколонных давлений на месторождении Амангельды// Материалы 55-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых.- Уфа,

2004,- С .32-33.

3 Чан Т.Т., Фан Т.З. Повышение эффективности изоляционных работ путем использования гелеобразующего состава// Материалы 56-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых.- Уфа,

2005.- С .204.

4 Морозов Д.В., Кононова Т.Г., Фан Т.З. Новая лабораторная работа по исследованию газоизолирующей способности гслсобразующих составов на основе неорганических материалов// Проблемы совершенствования дополнительного профессионального и социогуманитарного образования специалистов тов-ливно-энергетического комплекса: материалы II межотраслевой научно-практической конференции.- Уфа, 2005,-С.309-310.

5 Морозов Д.В., Кононова Т.Г., Фан Т.З. Восстановление герметичности крепи скважин при капитальном ремонте с использованием новых гслсобразующих составов// Проблемы совершенствования дополнительного профессионального ' и социогуманитарного образования специалистов товливно-энергетического комплекса: материалы II межотраслевой научно-практической конференции.- Уфа, 2005.-С.311-312.

6 Фан Т.З. Анализ причин возникновения МКД и разработка состава для устранения негерметичности применительно к месторождению «Белый Тигр»// Повышение качества строительства скважин: сб. науч. тр. Международной научно-технической конференции.- Уфа, 2005.- С.321-324.

7 Фан Т.З. Исследования герметизирующей способности композиций на основе доменного шлака// Территория «Нефтегаз».- М.-2006.- № 9.- С.72-75.

8 Фан Т.З. Исследования гелеобразующей способности композиций на основе доменного шлака// Интервал.- Самара.-2006.- № 9.- С.18-23.

I

Подписано в печать 18.09.06. Бумага офсетная. Формат 60x80 1/16. Гарнитура «Тайме». Печать трафаретная. Усл. леч. л. 1. Тираж 90. Заказ 179.

Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Адрес типографии: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, I.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Фан Тиен Зунг

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ИЗУЧЕННОСТИ ВОПРОСА.

1.1 Геологические особенности месторождения «Белый Тигр» во Вьетнаме (МБТ).

1.2 Стратиграфическая характеристика месторождения Белый Тигр.

1.2.1 Осадочный чехол.

1.2.2 Фундамент.

1.2.3 Нефтеносность месторождения Белый Тигр.

1.3 Геолого-технические условия крепления и состояния скважин на МБТ.

1.4 Анализ причин возникновения МКД.

1.5 Способы восстановления герметичности заколонного пространства скважины.

1.6 Анализ составов для восстановления герметичности заколонного пространства.

ВЫВОДЫ по главе 1. Цель работы и задачи исследований.

ГЛАВА 2 РАЗРАБОТКА ТРЕБОВАНИЙ К СОСТАВАМ ДЛЯ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЗАКОЛОННОГО

ПРОСТРАНСТВА СКВАЖИН. МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ.

2.1 Обоснование параметров герметизирующих составов.

2.2 Наполнители, применяемые при строительстве скважин.

2.3 Размеры каналов перетока.

2.4 Кольматация.

2.5 Основные требования, предъявляемые к гелеобразующим составам.

2.60боснование выбора сырьевого материала.

2.7 Механизм гелеобразования составов на основе доменного шлака.

2.8 Методы исследования свойств герметизирующих композиций.

2.8.1 Методика приготовления гелеобразующих составов.

2.8.2 Методика определения времени гелеобразования.

2.8.3 Методика определения реологических свойств гелеобразующих составов.

2.8.4 Методика определения пластической прочности.

2.8.5 Методика определения термостабильности композиций.

2.8.6 Методика определения стабильности герметизирующих композиций к действия минерализованных вод.

2.8.7 Методика определения динамической вязкости и предельного статического напряжения сдвига.

2.8.8 Разработка экспериментального стенда и методика его подготовки к проведению исследований.

ВЫВОДЫ по главе 2.

ГЛАВА 3 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ НА СВОЙСТВА ГЕРМЕТИЗИРУЮЩИХ КОМПОЗИЦИЙ.

3.1 Экспериментальные исследования свойств герметизирующих композиций.

3.2 Определение рационального состава гелеобразующей композиции.

3.3 Влияние температуры на скорость гелеобразования.

3.4 Влияние добавки наполнителей на свойства гелеобразующих составов.

3.5 Влияние действия минерализованных вод на гелеобразующиеся составы.

3.6 Исследование герметизирующей способности гелеобразующих композиций.

3.6.1 Исследования ГОК с искусственными каналами.

3.6.2 Исследования ГОК с содержанием «Микродура».

3.6.3 Исследования ГОК с содержанием асбеста (каналы размерами 1-Змм).

3.6.4 Исследования ГОК с содержанием стеклонита (каналы размерами не менее 5мм).

ВЫВОДЫ по главе 3.

ГЛАВА 4 АНАЛИЗ ПРИЧИН НАРУШЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ КРЕПИ СКВАЖИН И РАЗРАБОТКА ДИАГНОСТИКИ ПО МБТ.

4.1 Анализ причин нарушения герметичности крепи скважин МБТ

4.1.1 Подготовка данных.

4.1.2 Выявление значимых факторов, определяющих возникновение межколонных давлений.

4.1.2.1 Анализ зависимости МКД от высоты недоподъема цемента.

4.1.2.2 Анализ качества цементирования скважин.

4.1.2.3 Анализ зависимости МКД от года ввода скважин на эксплуатацию.

4.1.2.4 Анализ зависимости МКД от количеств КРС, ОПЗ, продуктивного пласта.

4.2 Диагностика межколонных давлений на нефтяном месторождении Белый Тигр (Вьетнам).

4.3 Разработка рекомендаций по предупреждению межколонных давлений.

4.4 Группирование скважин по величине МКД.

ВЫВОДЫ по главе 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Борьба с межколонными давлениями в нефтяных скважинах"

Экономика Вьетнама, также как экономика всего мира тесно связана с развитием нефтегазовой отрасли. Добыча нефти в основном проводится на месторождении Белый Тигр. В общем эксплуатационном фонде месторождения добывающие скважины составляют 72%. Месторождение Белый Тигр является уникальным, характеризуется наличием больших запасов нефти в отложениях олигоцена и кристаллического фундамента на глубине 3000 -5000м.

Однако и при бурении, и при добыче возникают осложнения, влияющие на темп разработки месторождения и нарушающие экологическое равновесие. Последнее десятилетие одной из актуальных задач в нефтегазовой промышленности является качественная и надежная ликвидация скважин, выполнивших свое целевое назначение. Проблема межпластовых перетоков (МПП) и межколонных давлений (МКД) широко распространена как во Вьетнаме, так и во всем мире и не всегда зависит от условий конкретного нефтяного или газового месторождения.

Для месторождения Белый Тигр как и для многих нефтяных и газовых месторождений всего мира характерны межколонные давления. Анализ промысловых данных по месторождению Белый Тигр показывает, что число нефтяных скважин, имеющихся МКД, составляет почти 50% всего фонда скважин. По мере увеличения продолжительности эксплуатации месторождения количество таких скважин, как правило, возрастает.

Межколонные проявления в обсаженных скважинах могут быть обусловлены либо нарушением герметичности обсадной колонны или ее устьевого оборудования, либо негерметичностью зацементированного затрубного пространства, при наличие флюидопроводящих каналов в формирующемся там-понажном камне.

Рекомендации по предупреждению межколонные проявлений могут быть подразделены на две группы: а) мероприятия по обеспечению качественного разобщения пластов в кольцевом пространстве скважины; б) меры по обеспечению герметичности всех участков обсадной колонны.

В последние годы одним из наиболее перспективных направлений ликвидации МКД является применение герметизирующих жидкостей. Достоинством герметизирующих жидкостей является возможность их использования для ликвидации межколонных давлений путем заполнения межтрубного и зацементрированного межколонного пространства скважины.

При этом актуальной задачей является разработка гелеобразующих композиций, обладающих способностью кольматировать флюидопроводя-щие каналы и сохраняющих при этом свои технологические свойства на весь срок их нахождения в месте нарушения герметичности крепи.

Цель работы

Ликвидация или ограничение межколонных давлений при капитальном ремонте скважин путем использования новых герметизирующих гелеобразующих композиций.

Задачи исследований

1. Теоретическое обоснование требований к свойствам и составу гелеобразующих композиций.

2. Исследование возможности получения упрочняющегося гелеобра-зующего состава на основе доменного шлака и различных наполнителей.

3. Изучение кинетики гелеобразования разработанных композиций в зависимости от концентрации исходных компонентов, температуры, минерализации пластовых вод.

4. Экспериментальное изучение герметизирующей способности гелеобразующих составов и разработка экспериментального стенда.

5. Исследование причин возникновения МКД и разработка методики их диагностики по месторождению Белый Тигр (Вьетнам).

Методы исследования

Поставленные задачи решались в лабораторных условиях с использованием стандартных методик, приборов, статистической обработки полученных данных с применением ПЭВМ.

Научная новизна

1. Установлена возможность использования доменного шлака для получения термостойкой гелеобразующей композиции с высокой агрегативной устойчивостью и оптимальными реологическими свойствами для восстановления герметичности крепи скважин.

2. Установлена возможность герметизации каналов размером от 1,0 до 5,0 мм гелеобразующими герметизирующими композициями, содержащими полидисперсные или волокнистые наполнители для кольматирования каналов.

3. Выявлены закономерности изменения пластической прочности геле-образующих композиций на основе доменного шлака и соляной кислоты от термодинамических условий гелеобразования и компонентного состава ингредиентов.

Практическая ценность

1. Разработан герметизирующий состав на основе доменного шлака, соляной кислоты и наполнителей, обладающий высокой проникающей способностью и позволяющий эффективно кольматировать нарушения герметичности крепи при ликвидации межколонных давлений.

2. По месторождению Белый Тигр предложены методика диагностики межколонных давлений и классификация скважин, учитывающая соотношение величин МКД и прочность внешней колонны на внутреннее давление.

3. Разработана новая лабораторная работа по исследованию газоизолирующей способности гелеобразующих составов на основе неорганических материалов, внедренная в учебный процесс при обучении студентов, обучающихся по направлению 650700 - «Нефтегазовое дело», специальность 090080 «Бурение нефтяных и газовых скважин».

Основные защищаемые положения

- результаты исследования причин межколонных давлений по месторождению Белый Тигр (Вьетнам);

- результаты исследований по получению гелеобразующих композиций, содержащих наполнители, обладающих необходимыми реологическими свойствами;

- результаты экспериментальных исследований новых рецептур герметизирующих композиций, технологии их приготовления и применения для ликвидации МКД.

Апробация работы

Результаты диссертационной работы и основные положения докладывались:

- на 55-й, 56-й и 57-й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых (г. Уфа, 2004-2006гг.);

- на II межотраслевой научно-практической конференции «Проблемы совершенствования дополнительного профессионального и социогуманитар-ного образования специалистов товливно-энергетического комплекса» (г. Уфа, 2005г.);

- на международной научно-технической конференции «Повышение качества строительства скважин» (г. Уфа, 2005 г.).

Публикации

Основные научные положения и результаты диссертационной работы освещены в 8 печатных работах, в том числе 3 статьях и тезисах 5-ти докладов.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, заключения, списка литературы из 127 наименований; изложена на 155 страницах машинописного текста, включая 26 рисунков, 30 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Фан Тиен Зунг

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Предложена методика диагностики причин возникновения межколонных давлений по месторождению Белый тигр, учитывающая вид флюида, выходящего из межколонного пространства, темп роста давления и его падения при стравливании из межколонного пространства, соотношения затрубного и межколонного давлений и позволяющая определить источники МКД, пути миграции межколонного флюида, оценить размер каналов.

2. Разработаны требования к герметизирующим составам для восстановления герметичности заколонного пространства и обоснован ввод наполнителей в гелеобразующие составы, позволяющих кольматировать и герметизировать каналы размером от 1,0 до 5,0 мм.

3. Разработан и изготовлен экспериментальный стенд для исследования герметизирующих свойств гелеобразующих составов при восстановлении герметичности цементного камня и его контактных зон.

4. Разработан гелеобразующий герметизирующий состав на основе доменного шлака и соляной кислоты с необходимыми свойствами, адаптированными к месторождению Белый Тигр.

5. Экспериментально доказана эффективность применения разработанной упрочняющей гелеобразующей композиции на основе доменного шлака в качестве герметизирующего состава для восстановления герметичности заколонного пространства скважины.

6. По месторождению Белый Тигр предложена классификация скважин, учитывающая соотношение величин МКД и прочность внешней колонны на внутреннее давление, и предложены мероприятия по обеспечению работы скважин.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Фан Тиен Зунг, Уфа

1. Аветисов А.Т. Пути повышения эффективности ремонтно-изоляционных работ при строительстве скважин/ А.Т. Аветисов, С.В.Усов, А.Т.Кошелев и др.-М., 1984.- (Сер.БурениеЮбзор.информ./ ВНИИОЭНГ; Вып. 21 (83).;

2. Агзамов Ф.А. Надпакерная жидкость для ликвидации межколонных давлений в скважинах подземных хранилищ газа/Ф.А.Агзамов, А.Г.Латыпов, А.С.Аль-Самави, И.А.Саид// Изв. вузов. Нефть и газ.-2001.- №6.-С. 18-22.

3. Агзамов Ф.А. О некоторых проблемах строительства скважин на нефтяном месторождении Белый Тигр (Вьетнам)/ Ф.А. Агзамов, Т.З. Фан// Материалы 55-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых.- Уфа, 2004,- С.24.

4. Агзамов Ф.А. Состав для восстановления герметичности заколонного пространства скважин/ Ф.А.Агзамов, И.А.Саид, А.С.Аль-Самави, Н.С. Сабдыков// НТЖ «Интервал».- Самара. Изд-во ООО «Саар-Волга»-2002, № 4(39).-С. 6-8;

5. Айлер Р. Химия кременезема- М.: Мир, 1982.- 810с.

6. Акбулатов Т.О., Матюшин П.Н., Аглиуллин А.Х. К расчету режимов струйной кольматации стенок скважины. Экспресс-информация. Сер Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море //ВНИИОЭНГ, 1982.-Вып. 12.

7. Алмаев Р.Х. Технология применения вязкоупругих осадкообразующих химреагентов/ Р.Х. Алмаев, В.В.Девятов// Нефтепромысловое дело 1994.- № 5 -С .7-10.;

8. Амиров А.Д. и др. Капитальный ремонт скважин. -М.Недра, 1975, с. 193-198.

9. Анализ качества цементирования эксплуатационных скважин по обсадным колоннам , 244,5мм 177,8мм с анализом причин межколонных давлений на АГКМ / Отчет о НИР/ АстраханьНИПИгаз Астрахань, 1988.- 127 с.

10. Анализ причин межколонных давлений на скважинах Астраханского ГКМ и рекомендации по предупреждению их возникновения / Отчет о НИР/ Ставрополь, 1988.-21 с.

11. Ахметов А.А. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении: Проблемы и решения.- Уфа: УГНТУ, 2000.- 219с.;

12. Ахметов А. А. Повышение эффективности и экологический безопасности эксплуатации и капитального ремонта газовых скважин. Дисс. д-ра техн. наук.- Уфа, 2001.- 327с .

13. Ахметов И.М. Применение композиционных систем в технологических операциях эксплуатации скважин/ И.М.Ахметов,

14. Н.М.Шерстнев М.: Недра, 1989.- 254с.

15. Басарыгин Ю.М., Макаренко П.П., Мавромати В.Д. Ремонт газовых скважин. — М: Недра, 1998.

16. Басарыгин Ю.М. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации/ Ю.М.Басарыгин, В.Ф.Будников, А.И.Булатов.-М.: Недра, 2000- 2002.- Том № 1, 2, 3;

17. Блажевич В.А. Гидродинамическая обстановка в скважинах при проведении в них ремонтно-изоляционных работ/ В.А.Блажевич, В.А.Стрижнев// Тр. БашНИПИнефти.- Уфа, 1979.- Вып. 56.-С. 265.;

18. Блажевич В.А. Исследования перетока закачиваемой воды в непродуктивные пласты/ В.А.Блажевич, В.Г.Уметбаев, В.А.Стрижнев// Тр. БашНИПИнефти,- Уфа, 1977.- Вып. 50.- С. 105-110;

19. Блажевич В.А. Ремонтно изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений/ В.А.Блажевич, В.Г.Уметбаев, В.А.Стрижнев,- М.: Недра, 1981.-232с..

20. Будников В.Ф. Диагностика и капитальный ремонт обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах / В.Ф. Будников, П.П. Макренко, В.А. Юрьев.- М.: Недра, 1997.-226 с.

21. Будников В.Ф. Перспективы развития вязкоупругих составов// Тр. ВНИИКРнефти.- М., 1995.-С. 55-61..

22. Булатов А.И., Рябченко В.И., Сибирко И.А., Сидоров Н.А. Газопроявления в скважинах и борьба сними. М.: Недра, 1969. - С. 63-144.

23. Булатов А.И. Доменные шлаки тампонажные вяжущие для крепления глубоких скважин/ А.И.Булатов, Д.Ф.Новохатский.- Киев: Наукова думка, 1981.-187с.

24. Булатов А.И., Куксов А.К., Обозин О.Н., Новохатский Д.Ф., Головенко Н.Г. О необходимости учета седиментационной устойчивости тампонажных цементов. НТС, сер. «Бурение», №2. -1971.

25. Булатов А.И., Обозин О.Н. К вопросу о седиментационной устойчивости тампонажных растворов. «Крепление скважин, буровыерастворы и предупреждение осложнений». Тр. КФ ВНИИнефть, вып. 6. 23, 1970.-с. 256-267.

26. Булатов А.И. О природе межтрубных газо-, водо- и нефтепроявлений//Газовая промышленность. № 12. - С. 24 - 27.

27. Булатов А.И. Предупреждение и ликвидация газонефтепроявлений при бурении скважин / А.И.Булатов, А.Ф.Озеренко, А.Н.Куксов, И.А.Сибирко и др. М.: Недра, 1979

28. Булатов А.И.Формирование и работа цементного камня в скважине. -М.: Недра, 1990, с. 131-149.

29. Вершинин А. Т. Пути совершенствования метода изоляции водопритоков с применением кремнийорганических соединений и гидрогелей// Состояние и пути совершенствования водоизоляционных работ на месторождениях Западной Сибири.- М.: ВНИИОЭНГ, 1992.-С. 34-42.;

30. Винниченко В.М., Гончаров А.Е., Максименко Н.Н. Предупреждение и ликвидация осложнений и аварий при бурении разведочных скважин.-М:Недра, 1991.

31. Волошин В.А. Влияние полимерных добавок на изолирующую способность тампонажных растворов/ В.А.Волошин, А.В.Черненко, Ю.Д.Комнатный, С.С. Гусев// Нефтяное хозяйство.- 1983.- №9. -С. 36-39.

32. Выбор тампонирующих смесей в зависимости от величины раскрытия поглощающих каналов, определяемой по результатам механического каратажа /Г.Ф.горшков, Л.П.Поляков, Б.М.Курочкин и др. -НТС «Бурение», 1974, №1, с. 16-20.

33. Вяхирев В.И., Овчинников В.П., Кузнецов Ю.С. Повышениекачества вскрытия и разобщения газовых пластов месторождений севера Тюменской области. М.: ИРЦ Газпрома, - 1993. - 43 с.

34. Газизов А.Ш. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах/ А.Ш.Газизов, А.А.Газизов.- М.: Недра, 1999.- 285с.;

35. Гайворонский А.А., Цыбин А.А. Крепление скважин и разобщение пластов. Л.: Техническая книга, 1980. - 367 с.

36. Ганиев P.P. Гелеобразующие составы на основе побочных продуктов катализаторных производств для снижения обводненности добываемой продукции/ Р.Р .Ганиев, Р.С.Мухметзянова, Л.Е.Ленченкова// Тр. БашНИПИнефть.- Уфа, 1996.-С. 26.;

37. Гарифуллин Ш.С. Гелеобразующие технологии на основе алюмохлорида/ Ш.С.Гарифуллин, И.М.Галлямов, И.Г.Плотников, А.В.Шувалов// Нефтяное хозяйство.- 1996,- №2.-С. 32-35.;

38. Григорян Н.Г. Эффективность вскрытия пласта перфорацией в зависимости от типа бурового раствора // Нефтяное хозяйство. 1983. -11.-С. 23-25.

39. Данюшевский B.C. Справочное руководство по тампонажным материалам/ B.C.Данюшевский, Р.М.Алиев, И.Ф.Толстых.- М.: Недра, 1987.-372с.

40. Девятов В.В. Применение водоизолирующих химреагентов на обводненных месторождениях Шаимского района/ В.В.Девятов, Р.Х.Алмаев, П.И.Пастух и др.- М.: ВНИИОЭНГ, 1995.-100 е.;

41. Елизаров Н.И. Совершенствование технологических решений исистем, способствующих проведению качественного ремонта скважин// Нефтяное хозяйство.- 1996.- № 7.-С. 20-21.;

42. Еремин Г. А. Особенности применение фенолоспиртов для изоляционных работ/ Г.А.Еремин, В.И.Крылов, С.В.Усов // Нефтяное хозяйство.- 1979.- №1.-С. 24-28.;

43. Зельцер П.Я., Мавлютов М.Р., Агзамов Ф.А.- М., 1989.- 43с.-(Техника и технология геол.-развед. работ: Обзор.информ./ ВИЭМС; Вып.2.);

44. Зюрин В.Г. Промысловые испытания гелевой технологии на Арланском месторождении/ В.Г. Зюрин, А.М.Хатмуллин, В.С.Асмоловский, JI.E. Ленченкова// Тр. БашНИПИнефть.-Уфа: Башкнигоиздат, 1995.- Вып. 91.-С. 66-74.;

45. Зюрин В.Г. Совершенствование техники и технологии применения жидкого стекла в композиции с соляной кислотой для снижения обводненности скважин/ В.Г.Зюрин, Ф.Х.Сайфутдинов, Л.Е.Ленченкова // Тр. БашНИПИнефть.-Уфа, 1995.- Вып. 91.-С. 75-81.;

46. Ивачев Л.М. Борьба с поглощениями промывочной жидкости при бурении геологоразведочных скважин. М.: Недра, 1982. -292 с.

47. Игревский В.И, Мангушев К.И. Предупреждение и ликвидация нефтяных и газовых фонтанов. М: Недра, 1974.

48. Известково -кремнеземистые тампонажные материалы для крепления скважин в условиях высоких температур и коррозионно-активных сред.

49. Измухамбетов Б. С. Технологии получения и применения порошкообразных материалов из промышленных отходов для строительства скважин на казахстанской части Прикаспийской впадины: Дисс. д-ра. техн. наук: 05.15.10/КазНИГРИ.- Уфа, 1998.- 299с.

50. Измухамбетов Б.С., Агзамов Ф.А., Акбулатов Т.О., Сакаев P.M. Повреждение продуктивных пластов в процессе проводки скважины. Методы предупреждения и устранения. Изд-во УГНТУ, Уфа. -2004.).

51. Каназафаров Ф.Я. Составы для изоляции пластовых вод/ Ф.Я.Каназафаров, А.С.Васильев, С.Г.Канзафаров// Нефтяное хозяйство.1991,-№2. -С. 20-22.;

52. Каморин В.К. О природе межтрубных газо-, водо-, и нефтепроявлений //Газовая промышленность. 1966. - № 7. - С. 17-19.

53. Каримов Н.Х. Герметизация заколонного пространства скважин/ Н.Х.Каримов, В.М.Петерс, Н.В.Губкин// Нефтяное хозяйство,- 1980.- №2 С. 51-52.

54. Каримов Н.Х. Применение многокомпонентных смесей, приготовленных с помощью дезинтегратора, при строительстве скважин/ Н.Х.Каримов, Б.Н.Хахаев, И.А.Серенко и др.- М.: ВНИИОЭНГ, 1989.- (Сер. Бурение: Обзор, информ.; Вып.З.).;

55. Кирпиченко Б. И. Возможность исследований в период ликвидации заколонных перетоков/ Б.И.Кирпиченко, А.А.Сержантов// Нефтяное хозяйство.-1983.- №5.-С. 24-26.

56. Киселев А.И. Прочностные свойства тампонажных материалов для восстановления герметичности резьбовых соединений обсадных колонн/ Киселев А.И., Рябоконь С.А.// Строительство скважин на суше и на море.-№9, 1989.-С. 5-8.;

57. Клещенко И.И. Водоизоляционные работы при разведке нефтяных месторождений западной Сибири/ И.И.Клещенко, А.К.Ягафаров, А.У.Шарипов, А.П.Телков.- М.: ВНИИОЭНГ, 1994.- 59 с;

58. Клещенко И.И. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин/ И.И.Клещенко, А.В.Григорьев, А.П.Телков.-М.: Недра, 1998.- 269с.;

59. Комиссаров А.И. Изучение возможности ограничения притока газа по высокопроницаемым пропласткам в добывающие скважины месторождения Гойт-Корт/ А.И.Комиссаров, В.С.Хаджиев// Тр. СевКавНИПИнефть- 1988.- Вып.48.-С. 5.

60. Краткий справочник физико-химических величин. Под редакцией К.П.Мищенко и А.А.Равеля. -Изд-во «Химия», Ленинградское отделение, 1967.

61. Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. -М: Недра, 1980.

62. Кувшинов В.А. Кинематика гелеобразования в системе соль алюминия- карбамид- вода/ В.А.Кувшинов, Л.К.Алтунина, Л.А.Стасьев //Физико-химические свойства растворов и дисперсий.- Новосибирск, 1992,-С. 18-24.;

63. Кудряшов Б.Б., Яковлев AM. Бурение скважин в осложненных условиях: Учеб. пособие для вузов. М: Недра, 1987.

64. Курочкин Б.М. Изоляционные работы в обсаженных скважинах с использованием составов с каучуковой крошкой/ Б.М.Курочкин, С.Н.Хананов, Р.З.Саитгареев, С.А.Кашапов// Нефтяное хозяйство.- 1997.1.с. 18-20.;

65. Кучернюк В.Д. Изучение влияния перфорации на колонну и цементное кольцо//Бурение: Науч.техн.сб./ВНИИОЭНГ.- 1970.-№ 10.-С. 12.

66. Лебедев Е.И. Определение момента гелеобразования полимерных композиций//Нефтяное хозяйство.- 1995.-№9.-С. 19.

67. Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами-М.: Недра, 1998.- 394с.

68. Ленченкова Л.Е. Экспериментальные обоснования новых технологий ограничения водопритока с использованием гелевых составов на основе побочных продуктов нефтехимических производств/ Л.Е.Ленченкова,

69. B.Н.Хлебников, Г.Г.Ганиев// Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России: Тез.докл.2-ой научн.-техн.конф.-М.: 1997.1. C. 43.;

70. Леонов Е.Г. Гидроаэромеханика в бурении/ Е.Г.Леонов, В.И.Исаев.-М.: Недра, 1987.- 303с.

71. Летченко В.К. Затрубные вопросы после цементирования обсадных колонн // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1954. - № 8. - С. 28-30.

72. Лозин Е.В. Разработка и внедрение осадкогелеобразующих технологий /Е.В.Лозин , О.Г.Гафуров// Нефтяное хозяйство.- 1996.-№ 2.-С.

73. Лукьянов А.Б. Физическая и коллоидная химия. М., «Химия», 1980.-223с.

74. Мавлютов М.Р. Методы исправления неудачных цементирований при бурении скважин/М.Р. Мавлютов, М.Я. Беркович.-М.: Недра, 1965.- 108с.;

75. Мавлютов М.Р., Полканова А.А., Нигматуллина А.Г. и др. Физико-химическая кольматация истинными растворами в бурении. Техника, технология и организация геологоразведочных работ. Обзорная информация. М.: ВИЭМС, 1990).

76. Макарян А.С. Применение ассоциативного анализа для оценки сравнительной эффективности тампонажных систем при ремонтно-изоляционных работах/ А.С.Макарян, А.Т.Кошелев, С.В.Усов// Матер.Ш Всесоюз. науч. конф. (2-4 декабря 1980).- Баку, 1981.-С. 50-51.

77. Малеванский В. Д. Основные требования по обеспечению высококачественного цементирования скважин газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1964. - 64 с.

78. Малеванский В.Д. Открытые газовые фонтаны и борьба с ними. М.: Гостоптехиздат, 1963.212 с.

79. Маляренко А.В. Методы селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сибири./ Маляоенко А.В., Земцов Ю.В.// Нефтепромысловое дело: Обзор. Информ. ВНИИОЭНГ- М, 1987.- вып.1 (130) -34с.

80. Мамаджанов У.Д., Халфин В.Е. Затрубные проявления газа // Нефтяное хозяйство. 1963. № 1. - С. 22-24.

81. Маслов И.И. Повышение эффективности водоизолирующих реагентов на основе кремнийорганических соединений/ И.И.Маслов,

82. Ю.Н.Янковский// Азерб. нефт. хоз-во.- 1983.- № 9.-С. 22-25.;

83. Морозов Д.В. О некоторых причинах межколонных давлений на месторождении Амангельды/ Д.В. Морозов, А.Р. Турумтаев, Т.З. Фан// Материалы 55-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых.- Уфа, 2004.- С.32-33.

84. Муслимов Р.Х. Ремонтно-изоляционные работы при добыче нефти/ Р.Х.Муслимов, В.А.Шумилов -Казань.: Таткнигоиздат, 1975.- 120с.

85. Мухаметзянов Р.Н. Разработка гелеобразующего состава/ Р.Н. Мухаметзянов, С.Г.Сафин, Л.Х.Каюмов и др. //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.- 1994,- № 7 8.-С. 37-38.

86. Нефтегазовая научно-техническая конференция, посвящающая 20 лет со дня создания Совместного предприятия Вьетсопетро и добыче до 100 млн тонн нефти, г. Вунг Тау 11.2001г.-156 с.

87. Овсюков А.В. Исследование водоизолирующих свойствгелеобразующих композиций на основе цеолитсодержащего компонента/ А.В.Овсюков, Т.Н.Максимова, Блинов С.А. и др.// Нефтепромысловое дело.-1997.- №2.-С. 5-7.

88. Отрадных А.В. Способ ликвидации газопритоков в газонефтяных скважинах// Вопросы вскрытия и разобщения продуктивных пластов на месторождениях Западной Сибири/ Тр. СибНИИНП.- Тюмень.-1983.-С. 4952.

89. Парасюк А.В. Гелеобразующие композиции для выравнивания профиля приемистости и селективной изоляции водопритока/ А.В.Парасюк, И.Н.Галанцев, В.Н.Суханов и др.// Нефтяное хозяйство,- 1994.- № 2.- С. 6468.

90. Поддубный О.А. Эффективность применения водоизолирующих материалов в нефтяных скважинах- М., 1985.- 38с.- (Нефтепромысловое дело: Обзор.информ./ ВНИИОЭНГ).

91. Прасолов В. А. Разобщение пластов в скважинах с помощью пакеров типа ПФМ// Бурении: Реф.науч.-техн.сб./ ВНИИОЭНГ. М., 1974.-Вып.З.-С. 16-19.; РД 39-0147009-532-87.

92. Предотвращение миграции газа в затрубном пространстве цементируемой скважины/ Д.К. Левайн, Э.У. Томас, Х.П. Безнер, Д.К.Толпе // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом,- 1980.- № 10.- С. 8 -17.

93. Предотвращение каналообразований и заколонных проявлений при цементировании скважин / П.П. Макаренко, Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Шипица, А.Я. Петерсон, СП. Бабарыкин // Газовая промышленность. 1995. - № 10. - С. 9-10.

94. Причины и характер межколонных проявлений на скважинах АГКМ /Отчет о НИР/ АОП ВНТО НГП. Астрахань, 1989. - 156 с.

95. РД 39-0147009-505-87. Технология изоляции пропластковых, подошвенных и заколонных перетоков в нефтедобывающих скважинах Западной Сибири составом АКОР-Краснодар:ВНИИКРнефть, 1987.- 44с.

96. РД 39-0147009-532-87. Выбор технологии и тампонажныхматериалов при проведении ремонтно-изоляционных работ. Краснодар: ВНИИКР- нефть, 1987.-89с.

97. РД 39 7/ 1 - 0001 - 89 - Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин.

98. Рахимбаев Ш.М. Регулирование технических свойств тампонажных растворов. Ташкент, Фан, 1976. 165 с.

99. Рязанов Я.А. Справочник по буровым раствора. М., Недра, 1979. -215с.

100. Сеид-Рза М.К. Технология бурения глубоких скважин в осложненных условиях. Баку: Азернефть, 1963. - 337 с.

101. Серенко И. А. Материалы, используемые при вторичном цементировании скважин/ И.А.Серенко, А.И.Булатов, Н.Х.Каримов и др-М., 1981.-82с.-(Бурение: Обзор.информ./ ВНИИОЭНГ; Вып.9).;

102. Серенко И. А. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин. -М.: Недра, 1988.- 263с.;

103. Скородиевская JI.A. Ограничение притока вод составами АКОР/ Л.А.Скородиевская, Д.В.Хосоров, А.М.Строганов и др.// Нефтепромысловое дело.- 1992.-№6. -С. 32-34..

104. Собанова О.Б. Применение композиций углеводородов и ПАВ для ограничения водопритока добывающих скважин/ О.Б.Собанова, Г.Б.Фридман, Ю.Н.Арефьев и др.// Нефтепромысловое дело.- 1996.- № З.-С. 4.;

105. Султанов В.И. О фильтрации вязко-пластичных жидкостей в пористой среде// Изв. АН АзССР.- 1960.- № 5.-С. 123-125.

106. Трахтман Г.И. Методы снижения притока воды в нефтяные скважины. Зарубежный опыт/ Нефтепромысловое дело: Экспресс-информ. ВНИИОЭНГ- М, 1992.- Вып. 9.-С. 18-23.

107. Уметбаев В.Г. Капитальный ремонт как средств экологического оздоровления фонда скважин/ В.Г.Уметбаев, В.Ф.Мерзлякова; БашНИПИнефть.- Уфа, 1995.-252с.,

108. Уметбаев В.Г., Мерзляков В.Ф., Волочков Н.С. Капитальный ремонт скважин. Изоляционные работы Уфа: РИЦ АНК "Башнефть 2000".-424с.

109. Усов С.В. Изоляция каналов перетока с низкой пропускной способностью для восстановления герметичности крепи скважин/ С.В.Усов, А.В.Павельчак, И.А.Серенко, А.Т.Кошелев// Бурение: Реф.науч.-техн.сб./ ВНИИОЭНГ,-М., 1981.-Вып.4.-С. 19-23.

110. Учебно-методическое пособие. УГНТУ. -2003.

111. Хадиев Д.Н. Диагностика межколонных газопроявлений на Уренгойском НГКМ/ Наука и технология углеводородных дисперсных систем: тез.докл. материалы второго международного симпозиума.-Уфа: Реактив, 2000.-С. 118-119.:

112. Хайрединов Н.Ш. Осадкогелеобразующие технологии увеличения нефтеотдачи пластов и снижения обводненности продукции/ Н.Ш.Хайрединов, В.Е.Андреев, Ю.А.Котенев.- Уфа, 2000.- 149с.

113. Черненко А.В., Куксов А.К. Влияние фильтрационных разрушений напроницаемость тампонажного камня. Нефт. хоз-во. № 10. 1972.

114. Чан Суан Дао. Синергетические принципы совершенствования и повышения эффективности технологического комплекса бурения скважин на шельфе Юга Вьетнама./Автореферат, г.Баку 2000г. -50с.

115. Чан Т.Т. Повышение эффективности изоляционных работ путем использования гелеобразующего состава/ Т.Т. Чан, Т.З. Фан// Материалы 56-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых.- Уфа, 2005.- С.204.

116. Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

117. Regression Analysis Multiplicative model: Y = a*XAb

118. Dependent variable: Pmk6x9 Independent variable: C6

119. Parameter Standard Estimate Error T Statistic P-Value1.tercept Slope 2,70835' 0,261932 -0,190791 0,0478799 10,3399 -3,98479 0,0019 0,02831. NOTE: intercept = In(a) 1. Analysis of Variance

120. Source Sum of Squares Df Mean Square F-Ratio P-Value

121. Model Residual 0,602419 1 0,113818 3 0,602419 0,0379392 15,88 0,02831. Total (Corr.) 0,716236 4

122. Correlation Coefficient = -0,917109 R-squared = 84,1089 percent Standard Error of Est. = 0,194781. The StatAdvisor

123. The output shows the results of fitting a multiplicative model to describe the relationship between Pmk6x9 and C6. The equation of the fitted model is

124. Pmk6x9 = 15,0045*С6л-0,190791

125. Since the P-value in the ANOVA table is less than 0.05, there is a statistically significant relationship between Pmk6x9 and C6 at the 95% confidence level.