Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование рецептур тампонажных растворов для цементирования скважин в сложных условиях

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Резчиков, Георгий Анатольевич

ВВЕДЕНИЕ.

1. АНАЛИЗ ИССЛЕДОВАНИЙ, ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАБОТ.

1Л. Проблемы крепления скважин в интервалах многолетнемёрзлых пород.

1.2. Проблемы крепления высокотемпературных скважин.

1.3. Улучшение параметров тампонажных растворов и камня введением пластификаторов.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Резчиков, Георгий Анатольевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

1. Показана возможность получения низкотемпературных тампонажных растворов на базе обычного портландцемента. Установлено, что совместное введение в цементный раствор ускорителей схватывания и замедлителей - ком-плексонов приводит к снижению влияния температуры твердения на сроки схватывания.

Разработаны и внедрены на Бованенковском месторождении (п-ов Ямал) тампонажные растворы для интервалов многолетнемерзлых пород.

2. Показана возможность использования в качестве пеногасителя инверт-ных эмульсий вводимых в жидкость затворения, разработана рецептура, проведены промысловые испытания.

3. Разработан и исследован новый высокоэффективный суперпластификатор тампонажных растворов на основе полиэлектролитных комплексов, позволяющий получить высокопрочный цементный камень, устойчивый к сероводородной коррозии.

4. Предложен реагент ЛХД в качестве замедлителя сроков схватывания, пластифицирующий раствор и повышающий седиментационную устойчивость, исследовано его влияние на параметры цементных растворов.

5. Разработаны и исследованы рецептуры пеноцементных растворов, твердеющих при низких температурах.

6. Разработаны, исследованы и внедрены золо-цементные растворы для цементирования скважин в диапазоне геостатических температур 20-140 °С.

7. Разработана и внедрена новая технология затворения тампонажных растворов.

7. Учтенный экономический эффект от внедрения разработок в практику крепления скважин составил более 1342 тыс. руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Резчиков, Георгий Анатольевич, Краснодар

1. А.с. № 192721 (СССР). Способ крепления скважин. Авт. Амиян В.А., Столяров А.Д., Мусинов В.И., БИ № 4, 1967.

2. А.с. № 204699 (СССР) Эмульсионный пеногаситель для тампонажных полимерцементных растворов Авт.: Резчиков Г.А., Воробьева Н.М., Морозов О.А., БИ № 2, 1986.

3. А.с. № 490772 (СССР). Тампонажный раствор. Авт.: Березуцкий В.И., Булатов А.И., Гольдштейн В.В. и др. БИ № 41, 1975.

4. А.с. № 578435 (СССР). Тампонажный раствор. Авт.: Симонов В.В., Да-нюшевский B.C., Бакшутов B.C. и др. БИ № 40, 1977.

5. А.с. № 578436 (СССР). Облегченный тампонажный материал для низко температурных скважин. Авт.: Иванова Н.А., Иноземцев П.Н., Головинов П.М. и др. -БИ№ 40, 1977.

6. А.с. № 629321 (СССР). Тампонажная смесь. Авт.: Березуцкий В.И., Булатов А.И., Галимова В.В. и др. БИ № 40, 1978.

7. А.с. № 645267 (СССР) Способ получения полиэлектролитных комплексов. Авт.: Резчиков Г.А., Симоненко Л.И., Стамбулко В.И. БИ № 16, 1991.

8. А.с. № 1063984 (СССР) Тампонажный раствор для "горячих" скважин. Авт.: Морозов О.А., Воробьева Н.М., Резчиков Г.А. и др. БИ № 48, 1983.

9. А.с. № 1462871 (СССР) Комплексная добавка для низкотемпературных тампонажных растворов. Авт.: Резчиков Г.А., Воробьева Н.М. N 4058324/2203, заявл. 07.01.86.

10. Заявка на изобретение N 4797728/03 (26059), МКИ Е 21 33/138. (СССР) Тампонажный раствор Авт.: Резчиков Г.А., Симоненко Л.И., Лукьянов В.Т. и др. Заявлено 05.03.90; Полож.реш. от 28.01.91.

11. Патент № 2136846 (РФ) Тампонажный раствор для крепления скважин. Авт.: Логвиненко С.В., Басарыгин Ю.М., Рогов А.А., Резчиков Г.А. БИ № 25, 1999.

12. Абрамзон А.А. Поверхностно-активные вещества. Л.: Химия, 1962,189с.

13. Амиян В.А., Амиян А.В., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. М.: Недра, 1980, 380с.

14. Амиян В.А., Брагин В.А., Столяров Е.В. Применение пен на поздней стадии разработки месторождений. Газовая промышленность, 1976, № 8, с.4-6.

15. Ангелопуло O.K., Анисимов М.А., Бакшутов B.C. и др. Применение тампонажных пеноцементов для повышения надежности скважин в сложных условиях. Нефтяное хозяйство, 1984, № 2, с. 26-32.

16. Аракелян А.А., Новохатский Д.Ф., Паринов П.Ф. и др. Тампонажные растворы повышенной плотности. Бурение, 1982, № 3, с. 17-18.

17. Астафьев П.И., Князев И.К., Мариампольский Н.А. Особенности бурения скважин в Приуралье. М.: Недра, 1970, 151с.

18. Ашрафьян М.О. Повышение качества разобщения пластов в глубоких скважинах. М.: Недра, 1982, 152с.

19. Баженов Ю.М. Технология бетона. М.: Высшая школа, 1987, 415с.

20. Бакшутов B.C. Минерализованные тампонажные растворы для цементирования скважин в сложных условиях. М.: Недра, 1986. 272 с.

21. Балицкая З.А., Верещака И.Г., Жаров И.Ф. и др. Высокоэффективный пластификатор и понизитель водоотдачи тампонажных растворов. Газовая промышленность, 1981, № 10, с. 15-17.

22. Бережной А.И., Кулагин П.Г., Симонов В.В. Улучшение технологии цементирования призабойной зоны для предотвращения перетоков газа. В кн.: Опыт изоляции пластовых вод. - М.: ЦНИИГЭнефтегаз, 1963, с. 134-138.

23. Бондаренко В.В., Бакшутов B.C., Ангелопуло O.K. Высоко-стабилизированные минерализованные пеноцементные растворы. - Нефтяник, 1984, №11, с.9-11.

24. Бондаренко В.В., Толстых И.Ф., Бакшутов B.C. Разработка и исследование тампонажных пеноцементов для различных условий применения. Нефтяное хозяйство, 1981, № 6, с. 22-27.

25. Булатов А. И., Мариампольский Н.А. Регулирование технологических показателей тампонажных растворов. М.: Недра, 1988, 224с.

26. Булатов А.И., Данюшевский B.C. Тампонажные материалы. М:. Недра, 1987, 280 с.

27. Булатов А.И., Крылов В.И., Новохатский Д.Ф. и др. Цементы и тампонажные смеси, применяемые за рубежом. М.: ВНИИОЭНГ. Обзорная информация, 1977, 72 с.

28. Булатов А.И., Новохатский Д.Ф. Тампонажные шлаковые цементы и растворы для цементирования глубоких скважин. М.: Недра, 1975, 224 с.

29. Вавржин Ф., Крчма Р. Химические и технология цементирования скважин. М.: Недра, 1976, 296 с.

30. Верещака И.Г., Серяков И.С., Фесенко Н.Н. и др. Цементирование скважин в сложных условиях. Бурение, 1977, № 7, с.34-36.

31. Волошин В.А., Жорин В.В. Облегченный тампонажный цемент для холодных скважин. В кн.: Техника и технология промывки и крепления скважин. Тр. ВНИИКРнефть, Краснодар, 1975, с. 109-115.

32. Вукалович М.Т. Термодинамические свойства воды и водяного пара. М.: Машгиз, 1968, 189с.

33. Гарьян С.А., Евтушенко Г.С., Лимановский В.М. и др. Реагент на основе кубовых остатков производства резорцинформальдегидных смол. В кн.: Техника и технология промывки и крепления скважин. Тр. ВНИИКРнефть, Краснодар, 1976, вып. 10, с.34-36.

34. Гасанов Г.М., Гулиев Б.Б., Мехтиев К.У. и др. Исследование свойств пеноцементного раствора. Нефтепромысловое дело, 1983, № 4, с. 16-20.

35. Тень О.П., Рябова Л.И., Туманов В.В. Пластификатор тампонажных растворов. Нефтегазовая геология, геофизика и бурение. М.: 1985, № 1, с.50-51.

36. Горский А.Т., Швецов В.Д. О температурном режиме при цементировании скважин в многолетнемерзлых породах. Нефть и газ Тюмени, Тюмень, 1969, №3,с.22-26.

37. Горшков B.C., Тимашев В.В., Савельев В.Г. Методы физико-химического анализа вяжущих веществ. М.: Высшая школа, 1981, 335с.

38. Грязнов Г.С. Особенности глубокого бурения скважин в районах вечной мерзлоты. М.: Недра, 1969, 167 с.

39. Гуменюк А.С., Чжао П.Х., Никитин В.П. и др. Исследование свойств тампонажных цементов для пониженных температур. М.: ВНИИОЭНГ, реф. сб., сер. "Бурение газовых и морских нефтяных скважин", 1981, вып.2, с. 16-21.

40. Данюшевский B.C. Проектирование оптимальных составов тампонажных материалов. М., Недра, 1978, 293 с.

41. Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. М.: Недра, 1987, 373с.

42. Данюшевский B.C., Толстых И.Ф., Милынтейн В.М. Справочное руководство по тампонажным материалам. М.: Недра, 1973, 312 с.

43. Детков В.П. Цементирование наклонных скважин. М.: Недра, 1978.247 с.

44. Детков В.П., Горбачев В.М. Применение аэрированных суспензий при ремонтно-изоляционных работах в скважинах Самотлорского месторождения. -Нефтепромысловое дело, 1977, № 2, с. 23-27.

45. Детков В.П., Крылов В.И., Сидоров Н.А. Особенности крепления наклонно направленных скважин в Западной Сибири. : Обзор Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1977.

46. Детков В.П., Макаров Л.В. О применении аэрированных цементных растворов при креплении скважин на нефть и газ. /Нефть и газ Тюмени. -Тюмень, 1972, вып. 15, с. 24-26.

47. Детков В.П., Мариампольский Н.А., Лимановский В.М. и др. Регулирование свойств тампонажных растворов добавками резорцино-формальдегидной смолы. Бурение, 1974, № 3, с.20-23.

48. Детков В.П., Овечкин А.И., Чайников А.И. Новый способ аэрации тампонажного раствора при цементировании скважин. РНТС ВНИИОЭНГ, сер. "Бурение'1, вып.8, 1977, с. 12-13.

49. Детков В.П., Сибирзянов А.К. Применение аэрированных тампонажных суспензий для цементирования скважин. Нефтяное хозяйство, 1976, № 5, с.18-20.

50. Джангиров С.С. Вскрытие продуктивных пластов бурением с применением пен и цементирование в этих условиях. Дисс. на соискание учёной степени канд. техн. наук. МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, М., 1967, 250с.

51. Дияк И.В., Жданков В.Ф., Семенаш А.Ф. Опыт цементирования скважин аэрированным цементным раствором. Нефтяная и газовая промышленность, 1970, № 3, с. 17-18.

52. Добавки к тампонажным растворам. М.: ВНИИОЭНГ. Обзорная информация, сер. "Бурение", 1970, 70 с.

53. Зельцер П.Н. Пластификация тампонажных цементных растворов для условий Восточной Сибири и Якутии. Бурение газовых и морских нефтяных скважин. -М.: 1983, №2, с. 17-19.

54. Зельцер П.Н., Матюшина Н.Н. Исследование цементных растворов с пластифицирующими добавками. В кн.: Совершенствование технологии бурения нефтяных и газовых скважин в Восточной Сибири и Якутии. Тр. СНИИГГ и МС, Новосибирск, 1985, с.89-62.

55. Иванов Ф.М., Батраков В.Г., Лагойда А.В. Основные направления применения химических добавок к бетону. Бетон и железобетон, 1981, № 9, с.3-5.

56. Иванова Н.А., Березуцкий В.И., Галимова В.В. и др. Использование каустического магнезита для крепления скважин при низких положительных и отрицательных температурах. М.:ВНИИОЭНГ, экспресс-информация, сер. "Бурение", 1974, № 16, с.1-3.

57. Измайлов Л.Б., Булатов А.И. Крепление нефтяных и газовых скважин. -М.: Недра, 1975, 200 с.

58. Исмайлов Ш.И. Об одном эффекте применения газа, воздуха и аэрированной промывочной жидкости в бурении. Тр. АзНИИбурнефть, 1965, вып. 7, с.14-16.

59. Использование золы уноса ГРЭС для регулирования технологических свойств тампонажных растворов при креплении газовых скважин на Кубани. /Г.А. Резчиков, С.А. Шаманов, А.А. Рогов, В.Т. Лукьянов // Бурение, № 8, 2000г. С. 6-9.

60. Катенев Ю.П., Чайкин Ю.С., Применение комбинированных добавок -замедлителей схватывания тампонажных растворов. Бурение, 1977, № 3, с.26-29.

61. Клюсов А.А. Тампонажный раствор для пониженных температур. -Газовая промышленность, 1979, № 10, с. 14-16.

62. Клюсов А.А., Лепнев Э.Н. Физико-механические свойства цементного раствора при пониженных температурах. М.: ВНИИЭГазпром. Реф. сб. Сер. "Бурение газовых и газоконденсатных скважин", 1978, вып.6, с. 19-23.

63. Клюсов А.А., Шаляпин М.М., Савастьин Ю.Т. и др. Пластифицированные тампонажные растворы для крепления кондукторов. Газовая промышленность, 1985, № 2, с.27-29.

64. Комплексная добавка для тампонажных растворов, твердеющих при низких положительных и отрицательных температурах /Г.А. Резчиков. // Формирование и работа тампонажного камня в скважине: Всесоюзн.конф. Тез.докл. -Краснодар, 1987,-С. 102-103.

65. Кравцов В.М., Кузнецов Ю.С., Мавлютов М.Р. и др. Крепление высокотемпературных скважин в коррозионно-активных средах. М.: Недра, 1987, 190с.

66. Кравцов В.М., Мавлютов М.Р., Самсоненко В.И. Быстротвердеющий тампонажный материал для цементирования низкотемпературных скважин. В кн.: Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Межвузовский сборник, вып.2, Уфа, 1980, с. 166-172.

67. Кравченко И.В., Кузнецова Т.В., Власова М.Т. и др. Химия и технология специальных цементов. М.: Стройиздат, 1979, 208 с.

68. Круглинский Н.Н., Гранковскнй И.Г., Вагнер Г.Р. и др. Физико-химическая механика тампонажных растворов. Киев.: Наукова думка, 1974, 280с.

69. Кувыкин А.С., Гельфман Г.И., Лебедев Е.А. Применение высокопрочного гипса в бурении. М.: Недра, 1964, 123 с.

70. Кудряшов Б.Б., Яковлев A.M. Бурение скважин в мерзлых породах. -М.: Недра, 1983, 286 с.

71. Куксов А.К. Повышение качества цементирования скважин. Нефтяное хозяйство, 1985, № 9, с.25-27.

72. Ли Г.Е., Кутасов И.М. Регулирование температуры при креплении кондукторов в мерзлых породах. Нефтяное хозяйство, 1978, № 1, с. 13-16.

73. Липовецкий А.Я. Цементирование скважин в зоне вечной мерзлоты. -М.: Главсевморпуть, 1952, 214 с.

74. Максимов В.П., Рудаков Г.В., Филановский В.Ю. и др. Особенности освоения нефтяных месторождений Западной Сибири. М.: Недра, 1968, 240 с.

75. Мариампольский Н.А. Опыт применения реагентов-понизителей водоотдачи и пластификаторов цементных растворов. Бурение, 1968, № 7, с.26-28.

76. Мариампольский Н.А. Регулирование реологических свойств цементных растворов. Бурение, 1967, № 9. с.20-23.

77. Мачинский Е.К., Стафикопуло А.И., Булатов А.И. Шлакопесчаные безобжиговые цементы для тампонажа скважин с забойными температурами до 200°С. Нефтяное хозяйство, 1958, № 4, с. 36-39.

78. Миронов С.А. Теория и методы зимнего бетонирования. М.: Стройиздат, 1975, 700 с.

79. Миронов С.А., Лагойда А.В. Бетоны, твердеющие на морозе. М.: Стройиздат, 1974, 264 с.

80. Мнацаканов А.В., Чайкин Ю.С., Муняев В.М. Опыт применения пластифицирующих добавок при цементировании скважин. Бурение, 1965, № 10, с.14-15.

81. Мчедлов-Петросян О.П. Химия неорганических строительных материалов. М.: Стройиздат, 1987. -3 16с.

82. Опыт промышленного применения пеноцемента для крепления приза-бойной зоны скважины. /Сулейманов А.Б., Гурбанов Р.С., Циплевич Е.Н. и др. РНТС, Нефтепромысловое дело, 1974, № 7, с. 32-34.

83. Опыт цементирования обсадных колонн с применением аэрированной тампонажной смеси в объединении "Грузнефть". / Джангиров С.С., Игнатов С.М., Арджеванидзе Г.Ж. и др. РНТС. Бурение, 1977, вып. 4, с. 25-26.

84. Перейма А.А., Петраков Ю.И., Трусов С.Б. и др. Коррозионная стойкость цементного камня в сероводородсодержащих средах. Нефтяное хозяйство, 1986, № 3, с.29-32.

85. Пластификатор для тампонажных растворов /Г.А. Резчиков, Л.И .Симоненко.// Проблемы повышения качества и скоростей строительства газовых и морских нефтяных скважин: Труды ВНИИГАЗа. М., 1988.- С. 65 - 69.

86. Проектирование тампонажных составов для низких положительных температур /Ангелопуло О.К, Аверин С.А., Никитин В.Н., Чжао П.Х. Московский институт нефти и газа им. И.М. Губкина, М., 1986. 9 с. Рукопись деп. во ВНИИЭгазпроме 25.06.86, № 829-Деп.

87. Разработка и промысловые испытания технологии цементирования кондукторов аэрированными тампонажными растворами. /Поляков В.Н., Шах-маев З.М., Столяров Е.М. и др. РНТС, Бурение, 1977, вып.7, с. 24-27.

88. Рамачандран B.C., Фельдман Р.Ф., Коллепарди М. и др. Добавки в бетон: Справочное пособие. М.: Стройиздат, 1988, 575с.

89. Ратинов В.Б., Розенберг Т.И. Добавки в бетон. М.: Стройиздат, 1989,188с.

90. Рафиенко И.И. Синтетические смолы в разведочном бурении. М.: Недра, 1974, 74 с.

91. Ребиндер П.А. Поспелова К.А. Вступительная статья к кн. Клейтона В. Эмульсии. М-Л., 1950, с. 1-3.

92. Ребиндер П.Я. Поверхностно-активные вещества, их назначение и применение в нефтяной промышленности. -М.: Недра, 1978, 25с.

93. Редько В.П., Жорин В.В., Тимовский В.П. и др. Полимерцементы для крепления нефтяных скважин. Пластические массы, 1982, № 11, с.50-51.

94. Резчиков Г.А., Воробьева Н.М. Применение смолы ТЭГ-1 для крепления скважин Вуктыльского месторождения //Экспресс-информация. Серия:

95. Геология, бурение и разработка газовых месторождений. ВНИИЭГАЗпром,-1982,-N6,-С. 10-12.

96. Резчиков Г.А., Воробьева Н.М. Тампонажные растворы с добавкой нитрилотриметилфосфоновой кислоты //Экспресс-информация. Серия: Геология, бурение, и разработка газовых и морских нефтяных месторождений. ВНИИЭГАЗпром,- 1984,- N 5,- С. 8-9.

97. Рояк С.М., Рояк Г.С. Специальные цементы. М.: Стройиздат, 1983,280 с.

98. Стьюд Д.Л. Применение гипсоглиноземистых цементов в зонах вечной мерзлоты. Инженер-нефтяник, 1969, № 10, с. 41-43.

99. Суперпластификатор для тампонажных растворов /Г.А. Резчиков, Л.И. Симоненко.// Проблемы строительства нефтяных и газовых скважин: Все-союзн.конф. Тез.докл. Краснодар, 1990.- С. 127.

100. Технология цементирования скважин аэрированными суспензиями. РД 39-2-1232-82. - М., 1985.

101. Тихомиров В.К. Пены, теория и практика их получения и разрушения. М.: Химия, 1983.

102. Толочкова М.Г., Лавренина Г.И., Корнилов А.Е. и др. Специальный тампонажный цемент для низкотемпературных скважин. Реф.сб., сер. "Бурение газовых и газоконденсатных скважин", М., ВНИИЭГазпром, 1979, вып. 6, с.15-21.

103. Трутко В.П., Корнилов А.Е. Тампонажные материалы для арктических районов. Обзорная инф., сер. "Бурение газовых и газоконденсатных скважин". М„ ВНИИЭГазпром, 1980, вып.2, 43 с.

104. Шадрин Л.Н. Регулирование свойств тампонажных растворов при цементировании скважин. М.: Недра, 1973, 240 с.

105. Эмульсионный пеногаситель для тампонажных растворов /Г.А. Резчиков, В.А. Волошин. // Формирование и работа тампонажного камня в скважине: Всесоюзн.конф. Тез.докл. Краснодар, 1987.- С. 104.

106. Buster J.Г. Plan turbulance into your cement jobs. 1962. 34. № 5. Petroleum Engineer.107

107. Cunningham W.C., Tehrenback J.R., Maier L.F. "Arctic Cements and Cementing" - Petroleum Technology 1972. - № 4. - p.49-55.

108. Heise Hort. Canada leads research on Arctic cement operations. Can. Petrol., 1973, 14, № 8, 30-31.

109. Mair I.F., Carter M.A., Cunningham W.C., Boslei T.G. Cementing material for cold environments. J. Petrol. Technol., 1971, 23,ookt., 1215-1220.

110. Pat. 3.179.528 (USA). Low temperature cementing composition./ C.R.Holmgren, W.G.Bearden; 20.04.1965.

111. Pat. 3.581.825 (USA). Permafrost cementing process./ J.U.Messenger; 1.06.1971.

112. Pat. 3.891.454 (USA). Composition and method for cementing wells in low temperaturec formations. / W.C.Cunningham, C.R.George, S.H.Shryock; 24.06.1975.

113. УТВЕРЖДАЮ: Главный геолог дирекции

114. Ямалгазпром" \ Ю.М.Грачёв, -л \ 20" апреля 1989 г.кп1. АКТприёмки технологического процесса приёмочной комиссией.

115. Испытания проведены в соответствии с договором № 20/88-89 с ПО "Севергазпром" Дирекцией "Ямалгазпром".

116. Приёмочная комиссия считает указанную новую технологиюпринятой и рекомендует её к дальнейшему широкому внедрению на производство.

117. Протокол опытно-промышленной проверки новой технологии цементирования кондукторов в интервалах ММП с применением тампонажных растворов с комбинированной противоморозной добавкой является неотемлемой частью настоящего акта.

118. Председатель комиссии: подписи Захаров Б.И.

119. Члены комиссии: Авакян А.Г.1. Деревянных И.А.

120. Ким Е.Н. Сенык B.JI. Лукьянов В.Т. Резчиков Г.А.

121. Опытно-промышленная проверка новых рецептур тампонажных растворов с комплексной противоморозной добавкой производилась на 10 скважинах Бованенковского месторождения (скв. 6100, 6101, 6103, 6104, 6105, 6305, 6306, 61Н, 61Т1, 61Т2).1. Раздел IV.

122. Дополнительных монтажно-еборочных работ для реализации технологического процесса не требовалось.1. Раздел У.

123. На скважинах 6100, 6104, 6306 применялся хлористый кальций совместно с НТФ, на скв. 6101, 6103, 6105, 6305, 61Н,61Т1, 61Т2 использовался поташ с НТФ.

124. Реагенты последовательно вводились в жидкость затворения. Цементный раствор затворялся по обычной технологии и закачивался в скважину.

125. Результаты термометрии (ОЦК) показали схватывание цементного раствора через 6-10 часов. При последующем углублении скважин, ухода кондукторов не отмечалось.

126. Экономический эффект от внедрения этих растворов может быть получен за счёт сокращения времени ОЗЦ.

127. Сенык B.JI. Лукьянов В.Т. Резчиков Г. А.1. Копию заверила:

128. Внедряющее предприятие: Ямальская экспедиция глубокого бурения.

129. Название изобретения: Комплексная добавка для низкотемпературныхтампонажных растворов.

130. Авторы: Резчиков Г.А., Воробьёва Н.М.

131. Замедлитель НТФ 0,1-0,8%. Замедлитель НТФ 0,4 - 0,8%

132. УТВЕРЖДАЮ: Главный инженер1. Копиятреста "Астраханьбургаз подпись А.Х.Авилов. " 25 " октября 1990 г.и1. АКТопытно промышленных испытаний пластификатора ПК, разработанного Коми филиалом ВНИИгаза.

133. Продолжительность затворения, закачки и продавки пластифицированного тампонажного раствора составила 2ч. 55мин.

134. Давление продавки не превышало 6 МПа.

135. Давление "стоп" составило 8 МПа.

136. Цементный раствор вышел на устье.

137. Интервал расположения пластифицированного тампонажного раствора за колонной составил 3000 3742 м.

138. Опрессовкой на 47,2 МПа техническая колонна диаметром 244,5 признана герметичной.

139. Состав и свойства тампонажного раствора, пластифицированного реагентом ПК. приведены в таблице.

140. Водоотстой через 3 ч. % 2,00

141. Время загустевания при 80°С и 70 МПа ч-мин. 4-35

142. Сроки схватывания при 95°С и 70 МПа:начало ч-мин. 6-30конец ч-мин. 8-35

143. Предел прочности через 24ч. тверденияпри 95°С и 70 МПа: при изгибе МПа. 7,75при сжатии МПа. 20,05

144. Председатель комиссии: Члены комиссии:подписи А.А.РЯБОКОНЬ.

145. В.Г.ТИХОНОВ. В.П.ДОБРИДНЕВ. А.А.ГУСЕЙНОВ. Г. А.РЕЗЧИКОВ. Л.И.СИМОНЕНКО.Л1. Учёный секретарь |i А \\диссертационного совета НПО "Бурени^" I /г хШЕНТОЗ ) ) кандидат технических наук ^ ^ Л.И.Рябова.0 01 О*1. Копия.

146. Расчёт фактической экономической эффективности от внедрения цементозольных растворов по патенту № 2136846.

147. Расчёт экономической эффективности от использования новой технологии при цементировании промежуточных колонн провели по формуле (см. табл.№1):1. Э'ф = (С Снт) х п,где: С средняя фактическая стоимость цементировочной операции по аналогу, руб.;

148. Снт средняя фактическая стоимость цементировочной операции с применением цементозольной смеси (новая технология), руб.;п количество операций цементирования промежуточных колонн, шт.

149. Э'ф = (16184 14355,2) х 24 = 43891,2 руб.

150. Ку коэффициент успешности цементирования скважин по базовой технологии, который на примере Кущёвского ПХГ в 1999г. составил 0,54;п количество технологических операций по цементированию эксплуатационных колонн, шт.

151. Э2ф = (7072 6216,8) + 147280 х (1 - 0,54). х 10 = 678343 руб. Суммарный экономический эффект от внедрения "Тампонажного раствора для цементирования скважин" за период 9.98 - 1.01.2000 годов составил:

152. Эф = 46891 + 678343 = 722234 руб.

153. Начальник ОПП и Ц подпись Л.П.Овсянникова.1. Копию заверила: * f ^1. Учёный секретарь рдиссертационного совета НПО "Бурение" кандидат технических наук \ Л.И.Рябова.1. Копия УТВЕРЖДАЮ

154. Директор ф. "Кубаньбургаз" подпись С.А. Шаманов. " " 2000 г.

155. Итого: Мер =241.6 : 10 = 24.2т.: Qcp =24.2 * 0.7 =16.9м3: Мер = 20.8т: Qcp = 20.8х0.82=17.1м3

156. Примечание: 1. Выход раствора из 1т. ПЦТ составляет 0,82 м7т.;

157. Выход раствора их 1т. ЦЗС (3:1) сотавляет 0,7 м7т.

158. Нач. технологического отделаподпись1. В.А.Туницын.диссертационного совета НПО "Бурение" кандидат технических наук1. Л.И.Рябова.1. Копия. Таблица № 1

159. Стоимостные показатели (в ценах 1998г.), характеризующие объёмы работ по базовой (аналог) и новой технологиямцементирования обсадных колонн.пп. Тип материала Базовая технология Новая технология

160. К-во материала на 1 опе- Стоимость 1т., руб. Общая сумма, руб. К-во материала на 1 операцию, т. Стоимость 1т., руб. Общая сумма, руб.рапЖкхническая колонна

161. Портландцемент 46,7 340 16184 -о Цементо-зольная смесь (3:1) - - 55,7 в том числе: портландцемент - - 41,8 340 14212зола - - 13,9 10,3 143,2j. Итого: 16184 14355,21. Эксплуатационная колонна

162. Портландцемент 20,8 340 7072 -

163. Цементо-зольная смесь (3:1) - - 24,2в том числе: ; портландцемент - - 18,1 340 6154зола - - 6,1 10,3 62,8-> 3. Итого: 7072 6216,8

164. Директор ф. "Кубаньбургаз" Начальник ТО, главный технолог Начальник ОП и Ц

165. С.А.Шаманов. В.А.Туницын. Л.П.Овсянникова.1. Копию заверила:

166. Учёный секретарь диссертационного совета НПО "Бу ние1 кандидат технических наук1. Л.И.Рябова.1. Копия. РАСЧЁТфактического экономического эффекта за 1998 год от применения новой технологии затворения тампонажных материалов.

167. Показатели Базовая технология Новая технология

168. Стоимость агрегато-операций, 4,8* 1111,0+0,9* 3,1*1111,0+0,6*руб.: *2392,0=7485,6 *2392,0=4879,3

169. Стоимость 1 км. пробега, руб.:-УНБ-160/40 4,0 4,0-АС-400Д 6,0 6,0

170. Среднее расстояние от базы дообъекта, км. 240 240

171. Стоимость пробега агрегатов, 4,8*240*2*4,0+ 3,1*240*20*4,0+руб.: +0,9*240*2*6,0= +0,9*240*2*6,0=11808,0 =8544,0

172. Общие затраты связанные с экс- 7485,6+11808,0= 4879,3+8544,0=плуатацией агрегатов, руб. =19293,6 =13423,3

173. Затраты связанные с приготовлением сухой тампонажной смеси на однуоперацию.

174. Количество сухой смеси на одну (1076+248)/41=операцию, руб. -> -) 1 —

175. Количесто смесительных машин,занятых на приготовлении смеси, шт. 4 1. Показатели Базовая Новаятехнология технология

176. Время на приготовление Ют смеси, ч. (Нормы времени на тампона-жные работы. НИС п.Кубаньгаз-пром, Краснодар, 1993 г.) 1,73

177. Стоимость 1ч. работы смесителя, руб. 195,0 195,0

178. Общая стоимость работы по приготовлению сухой смеси, руб. 4*0,173*32,3* * 195,0= 4345,1

179. Затраты связанные с приготовлением раствора на одну операцию.

180. Время затворения 1т. материала (характеристика водяного и цементировочного насосов), час.

181. Время затворения тампонажного материала, час.

182. Стоимость 1ч. работы агрегата, руб.: -УНБ-160/40- АС-400Д

183. Общая стоимость работы агрегатов, руб.:

184. Количество вспомогательных агрегатов, шт. (:41)- 2СМН-20- осреднитель- СКЦ-2М- БМ-700- АТТР-14

185. Стоимость работы вспомогатель- 0,55*(195,0*4,1 + 0,27*(195,0*4,1 +ных агрегатов, руб.: + 195,0+14,0+81,0+ + 195,0+14,0+81,0+89,0)=648,2 +89,0)=318,2

186. Общие затраты на приготовление 589,1+648,2= 216,2+318,2=тампонажного раствора, руб. = 1237,3 =533,4

187. Затраты связанные с потерями тампонажного раствора в процессе его приготовления.

188. Выход тампонажного раствора из 1т. смеси, mj (Нормы НИС объед. "Краснодарнефтегаз", 1993г.)

189. Производительное количество тампонажного раствора, mj.

190. Потери тампонажного раствора, м\.в т.ч. портландцемент- зола44. Стоимость 1т. руб.,- портландцемент- зола

191. Стоимость потерь тампонажного раствора, руб.0,6632,3*0,66-21,326,5-21,3=4,2 4,2/4*3=3,2 4,2/4=1,0381 133,2*381+13*1 = = 1232,30,8232,3*,082=26,5381 13

192. Затраты связанные со стоимостью тампонажных материалов на одну операцию.

193. Количество использованного материала, т.:в т.ч. портландцемент - зола

194. Стоимость материалов, руб.:-> -Л32,3*381=12306,3

195. Затраты по базовой (С1) т новой (С2) технологиям.19293,6+4345,1 + + 1237,3+1232,2 + 12306,3=38414,532,3 32,3/4*3=24,2 32,3/4=8,121,2*381+8,1*13= =9325,213423,3+533,4+ +9325,5=23282,2127

196. СПРАВКА к расчёту экономического эффекта от применения новой технологии затворения тампонажных материалов.

197. Затраты при использовании цементировочной техники:

198. Тип Количество, шт. Стоимость, руб.агрегата базовый Новая 1 ч. 1 агрегато- 1 км.вариант. технология. работы. операция. пробега.

199. УНБ- 198 127 159,0 1111,0 4,0160/40 37 20 342,0 2392,0 6,01. АС-400Д 168 168 195,0 2СМН-20 41 41 195,0 1. Осреднитель 41 41 89,0 1. АТТР-14 41 41 81 1. БМ-700 41 41 14,0 1. СКЦ-2М

200. Среднее расстояние пробега агергатов от базы к объекту (в одну сторону) 240 км.

201. Главный инженер ф. "Кубаньбургаз11. Главный бухгалтер1. Начальникпланово-экономического отдела Начальник тех. отдела

202. Копию заверила: Учёный секретарьдиссертационного совета НПО "Бурение кандидат технических наукподписи А.А.Яковенко.1. Р.И.Карпенко.

203. Н.В.Кармолина. В.А.Туницын.1. Л.И.Рябова.