Исследование и усовершенствование технологии разобщения пластов газовых скважин в аномальных условиях

Вялов, Виталий Вячеславович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Исследование и усовершенствование технологии разобщения пластов газовых скважин в аномальных условиях
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Исследование и усовершенствование технологии разобщения пластов газовых скважин в аномальных условиях"

На правах рукописи

Вялов Виталий Вячеславович

ИССЛЕДОВАНИЕ И УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗОБЩЕНИЯ ПЛАСТОВ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН В АНОМАЛЬНЫХ УСЛОВИЯХ

Специальность: 25.00.15-Технология бурения и освоения скважин.

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва-2010

Работа выполнена в ООО «Новатэк-Юрхаровнефтегаз»

Научный руководитель

кандидат технических наук Сонин Валерий Николаевич

Официальные оппоненты: -

доктор технических наук, профессор Поляков Владимир Николаевич

Ведущая организация

кандидат технических наук Игнатьев Виктор Николаевич

ООО «Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий» (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Защита состоится " 24 " марта 2010 г. в 14-00 часов на заседании диссертационного совета ДМ 002.263.01 при Научном центре нелинейной волновой механики и технологии РАН (НЦ НВМТ РАН) по адресу: г. Москва, 119334, ул. Бардина, д.4.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке НЦ НВМТ РАН по адресу: г. Москва, 119334, ул. Бардина, д.4.

Автореферат разослан «24» февраля 2010 года.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук

Аверьянов А.П.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Строительство нефтяных и газовых скважин в природно-климатических условиях Крайнего Севера осложнено наличием многолетних мерзлых пород в верхней части геологического разреза, высокопроницаемых пластов с низкими пластовыми давлениями в средней (сеноман) и низкопроницаемых пород с аномально высокими пластовыми давлениями в нижней части углеводородосо-держащего бассейна. Это предопределяет большие технологические трудности при бурении газовых и газоконденсатных скважин и требует усовершенствования существующих и создание новых технологий разобщения флюидонасы-щенных пластов с достижением обязательной герметизации заколонного пространства.

Достаточно богатая практика бурения газовых скважин показывает, что использование существующих технологических приемов, технических средств и материалов при бурении и разобщении пластов в таких сложных геологических условиях, как чередование флюидонасыщенных пластов с различными, зачастую аномальными давлениями, близкое расположение друг от друга водоносных и углеводородосодержащих пластов, бурении наклонно направленных скважин с большими отклонениями от вертикали - при постоянном повышении требований к охране недр не позволяет обеспечить необходимый уровень их качества.

Решение проблемы герметизации заколонного пространства газовых скважин с целью недопущения перетоков и, как следствие, межколонных давлений напрямую зависит от технологически грамотного регулирования свойств там-понажных материалов и необходимых добавок к ним. При цементировании скважин нет мелочей, все взаимосвязано - от выбора тампонажного материала до технологических особенностей проведения всей операции (приготовление тампонажной смеси, обеспечение режимов закачивания и продавки, получения «стоп», управление процессами структурообразования в период ОЗЦ и многое другое). Таким образом, проблема разобщения пластов газовых скважин в

сложных геолого-технических условиях до сих пор актуальна и требует постоянного внимания и совершенствования.

Цель работы. Повышение качества разобщения чередующихся разнона-порных пластов с низкими градиентами гидроразрыва разработкой специальных тампонажных материалов, технологий их применения и новых технических средств.

Основные задачи исследований и разработок

1. Анализ применяемых технологий цементирования скважин, выявление наиболее характерных сбоев-отказов, их классификация.

2. Обоснование требований к специальным тампонажным композициям для качественного разобщения склонных к гидроразрыву пластов и герметизации заколонного пространства.

3.. Усовершенствование технологии цементирования разработанными специальными тампонажными композициями и техническими элементами оснастки. Разработка нормативной документации.

4. Разработка технологической схемы, изготовление и опытно-промысловые испытания цементировочного агрегата «Север-1».

Научная новизна работы

1. Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена эффективность специального облегченного тампонажного материала, разработана гипотеза и объяснен механизм формирования безусадочной структуры тампонажного камня в различных термобарических условиях, получившие подтверждение в процессе широких промысловых испытаний.

2. Научно обоснована классификация осложнений, возникающих при проведении операций по цементированию скважин, предложена методика по их предупреждению и сформулированы требования к основным узлам цементировочного агрегата, учитывающие специфику цементирования скважин в условиях Крайнего Севера.

Практическая ценность

1. Разработаны составы облегченных безусадочных тампонажных композиций для различных термобарических и геолого-технических условий, обеспечившие цементирование обсадных колонн в один прием с подъемом тампонаж-ного раствора до устья.

2. Разработан комплекс технических средств и технологий, который позволил: повысить уровень технической и технологической оснащенности; снизить вероятность межпластовых и межколонных перетоков; улучшить экологическую обстановку в районе ведения буровых работ; уменьшить себестоимость строительства скважин. Разработана технологическая схема и смонтирован агрегат по цементированию скважин для условий Крайнего Севера.

3. Разработанные и усовершенствованные технологии и специальная оснастка внедрены при цементировании обсадных колонн в 270 скважинах Заполярного, Ямбургского, Губкинского, Уренгойского, Ямсовейского, Юрхаров-ского, месторождений. На основе разработок получены 4 свидетельства полезных моделей, 2 патента РФ.

Апробация работы

Основные научные положения диссертационной работы и результаты внедрения докладывались и обсуждались на: заседаниях кафедры бурения нефтяных и газовых скважин Российского университета нефти и газа им. Губкина; на науч.-прикл. конф. «СевКавНИПИгаз» (г. Ставрополь, сентябрь 1998г.); «Термнефть» (г.Анапа, октябрь 1999г.); научн.-технич. советах ОАО «Газпром» (Москва, март 2000г., г.Тюмень, сентябрь 2001г.); науч.- техн. отрасл. конф. «Взгляд в будущее» к 25-летию 000 «Газпром-добыча Ямбург» (г. Новый Уренгой, май 2009); науч.-практ.конф. «Проблемы развития и функционирования топливно-энергетического комплекса в приполярных регионах России» (г.Новый Уренгой, май 2009 г.); геолого-технических и производственных совещаниях ОАО «НОВАТЭК», ООО «ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ» (Москва, г.Тюмень, г. Новый Уренгой, 2009,2010 гг.).

Публикации

По материалам исследований и результатам промысловых работ имеются 8 публикаций, в том числе 3 - в изданиях научных журналов, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка литературы из 138 наименований, 1 приложения, содержит 178 страниц машинописного текста, 28 таблицы и 14 рисунков.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснованы актуальность темы, сформулирована цель, определены основные задачи, научная новизна и практическая ценность диссертационной работы.

В первом разделе рассмотрены основные факторы заколонных перетоков, пути их предупреждения в процессе первичного вскрытия и разобщения пластов, изложены результаты анализа состояния качества цементирования скважин в филиале «Уренгой бурение» ООО «Газпром бурение» ОАО «Газпром», в т.ч. некачественного разобщения пластов.

С целью предупреждения заколонных флюидопроявлений разработано достаточно большое количество технологий, технических средств и материалов. Этим вопросам посвящены работы отечественных и зарубежных исследователей: Ашрафьяна М.О., Городнова В.Д., Еременко В.В., Кошелева А.Т., Клю-сова A.A., Крысина Н.И., Коцкулича Я.С., Кузнецова Ю.С., Куксова А.К., Лук-манова P.P., Мавлютова М.Р., Медведского Р.И., Овчинникова В.П., Полякова В.Н., Толкачева Г.М, Фролова A.A., Shen Jian-Chyun, Floud L. Graid и др. Достаточно подробно разработаны технико-технологические приемы в процессе цементирования, а также различные добавки к тампонажному портландцементу, повышающие его технологические свойства, а исследований и разработок в области подготовки самого тампонажного материала, управление его свойствами и реологическими характеристиками явно недостаточно.

Важная роль должна отводиться подготовке ствола скважины к цементированию. В связи с этим отечественные и зарубежные научные школы продолжают исследования с целью дальнейшего совершенствования технико-технологических мероприятий подготовки ствола скважины к спуску колонн и их цементированию для исключения вероятности возникновения заколонных перетоков, поглощений и водопроявлений. Одним из путей решения проблемы является предварительная изоляция источника флюидопроявления - водоносного пласта, с применением различных методов управляемой кольматации. К настоящему времени разработаны и совершенствуются гидродинамическая струйная и волновая кольматации. Получает развитие способ физико-химической кольматации проницаемых пород.

Большое значение в обеспечении герметичности заколонного пространства скважины имеют применяемые при цементировании тампонажные системы. Высокое качество разобщения пластов требует создания тампо-нажных систем, обладающих повышенной тампонирующей способностью, седиментационной и суффозионной устойчивостью, коррозионной стойкостью в агрессивных пластовых флюидах, высокой способностью вытеснения (замещения) промывочной жидкости в процессе цементирования скважины и получение надежного контакта между тампонажным камнем, обсадной колонной и стенкой скважины.

В настоящее время, из-за относительной дешевизны и экологической безвредности, широкое применение в цементировании получили тампонажные материалы на основе минеральных вяжущих. Однако, как показывают исследования, названные материалы по своей природе и технологическим особенностям их применения не могут сами по себе обеспечить абсолютно надежное разобщение пластов. Анализ процессов, происходящих в тампо-нажном растворе за колонной в период превращения его в камень, позволяет выделить основные из них. Это, во-первых, большое водосодержание, вызванное технологической необходимостью обеспечения их прокачиваемо-сти, приводящее к проявлению таких нежелательных явлений, как седимен-

тационная неустойчивость и расслоение тамионажного раствора, ведущих в последующем к ухудшению структуры порового пространства, снижению прочности и повышению проницаемости тампонажного камня. Во-вторых, это контракционные явления, приводящие к нарушению целостности камня и его контактов и, наконец, это так называемое зависание тампонажного раствора, приводящее к снижению давления на флюидосодержащие пласты и влекущее за собой проникновение флюида в твердеющий тампонажный раствор со всеми вытекающими последствиями.

Нами проанализировано состояние качества цементирования обсадных колонн скважины, пробуренных филиалом «Уренгой бурение».

В качестве объекта для проведения анализа, а также последующего проведения на нем промысловых исследований было выбрано Ямсовейское месторождение, расположенное на территории Ямало-Ненецкого автономного округа в 70 км от г.Новый Уренгой. Выбор обусловлен тем, что уровень качества цементирования на этом месторождении ниже, чем на других и обусловлено это следующими геолого-технологическими и географо-климатическими особенностями строительства скважин на Крайнем Севере:

1. Низкие градиенты гидроразрыва пластов. Их наличие приводит к снижению скоростей подъема тампонажного раствора за колонной и необходимости цементирования эксплуатационных колонн в две ступени из-за отсутствия качественных облегченных тампонажных материалов.

2. Наличие в верхней части скважин зон мерзлых пород.

3. Наличие высоконапорных водоносных пропластков, а также газо-гидратных залежей.

На основе обобщения результатов анализа качества цементирования скважин, анализа геологических и геофизических данных сделаны следующие заключения. Ухудшение качества цементирования от башмака кондуктора и до отметки в интервале 660-840 м происходит из-за склонности пород на этом участке к кавернообразовнию. Чередование зон сцепления с его отсутствием в межколонном пространстве связано с образованием

водяных поясов в результате ускорения седиментационных процессов тампонажного раствора из-за снижения скорости структурообразования его при низких температурах пород в этом интервале.

Анализ цементирования обсадных колонн на объектах, разбуриваемых филиалом «Уренгой бурение» и ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ», проводимый в течение семи лет позволил создать базу информационных и фактических данных по видам сбоев-отказов, осложнений, браков, а в результате точнее разобраться в причинах появления осложнений и приближенно классифицировать большинство типов сбоев-отказов в единую структуру (рис.1).

Таким образом, качество разобщения пластов газовых скважин по достаточно объективным причинам при существующих технологиях оставляет желать лучшего. Как следует из выше сказанного, осложнений могло бы и не быть, если проницаемые, флюидосодержащие пласты были бы укреплены и гидроизолированы от ствола скважины в процессе их первичного вскрытия. В общем случае, разобщение пластов предполагает во-первых, обеспечение устойчивости ствола бурящейся скважины, во-вторых, наличие прочной и герметичной обсадной колонны и, в третьих, собственно разобщение пластов по заколонному пространству тампонажным раствором с необходимыми технологическими свойствами. Априори первых два положения мы считаем выполненными, а на третьем положении сосредоточили свое внимание.

Второй раздел посвящен разработке и изучению предпосылок создания тампонажных систем с необходимыми технологическими свойствами, твердеющими в сложных термобарических условиях. Подробно рассмотрены вопросы регулирования процессов структурообразования при низких положительных и отрицательных температурах; ускорители сроков схватывания;

ё ^

^ §

"В 2

л Я

? -

о ,

о>

•и п х

П с\

о ч я и

ОЕ

С1

И"1 в

_ о

О 2

5 Я

в »

о О п &э За X (Г

и о я х

а тз а

2 «

тз а

о с\ V о

о в

>а

о»

тэ а в м ге

2 д

•е-а

а Я 5 о 1 а в В Р 3 •§ 8 3 Я И X я я в 1.1. Отсутствие подъездных путей

1.2. Неподготовленность техники

1.3. Неготовность площадок для цементирования

1.4. Несоответствие схем обвязки напорных и нагнетательных линий

* 11 я л Я п> ° 2 о о ж ■а ь 0 к ю о 1 1

1.5. Взаимодействие бригад крепления и бурения

1.6. Плохое хранение материалов

2.1. Несоответствие плана работ фактическим данным скважины

2.2. Некачественная проработка ствола

2.3. Количество и продолжительность промывок

2.4. Использование некачественных обратных клапанов

2.5. Изменение гидравлического режима цементирования исходя из фактических условий скважины

3.1. Универсальные

3.2. Климатические

4.1. Причины, которые возможно одновременно отнести к нескольким условиям

аспекты влияния различных факторов на процессы гидратации и структуро-образования тампонажных материалов.

Известно, что с понижением температуры интенсивность твердения уменьшается по экспоненциальной зависимости. Однако процессы гидратации протекают и при отрицательных температурах. Снижение скорости гидратации ведет к увеличению количества воды затворения, находящейся в свободном состоянии и усилению интенсивности седиментационных процессов. Значительное количество воды замерзает уже при температурах -2°С, что сопровождается объемным расширением, приводит к возникновению кристаллизационного давления, величина которого по известным данным, в зависимости от температуры окружающей среды (от -2 до -6°С) изменяется от 17 до 57 МПа, что в некоторых случаях в 3-10 раз выше предельного давления, сминающего наиболее распространенные типоразмеры обсадных труб.

Решение задач, поставленных в данном разделе диссертационной работы осуществлялось путем обобщения и анализа теоретических и экспериментальных исследований в области регулирования процессов гидратации и твердения тампонажных растворов на основе минеральных вяжущих, получения реагентов ускорителей сроков схватывания с применением комплекса физико-химических исследований в соответствии с принятыми руководящими документами, ГОСТами, ОСТами.

При исследовании характера и степени влияния различных факторов на физико-механические, технологические и структурные характеристики раствора и камня все опыты проводились при нормальном давлении и температурах от 268 до 293 К (от -5 до 20 °С) по известным стандартным методикам (определение сроков загустевания, сроков схватывания, прочностных показателей, седиментационной устойчивости, растекаемости в соответствии с ГОСТ 1581-91 (СТ СЭВ 6825-89), физико-механические свойства по ГОСТ 26798.0- ГОСТ 26798.2). Кроме этого привлекались: физико-химические методы исследований (рентгеноструктурный анализ, дифрактометрия, порометрия) и специальные методы исследований (объемные изменения твердеющего там-

понажного раствора, газопроницаемость сформированного тампонажного камня термокинетические и теплофизические свойства, коррозионная стойкость) с использованием методов теории планирования экспериментов. В работе подробно рассмотрены аспекты влияния различных факторов на процессы гидратации и структурообразования тампонажных материалов, в частности - влияние удельной поверхности цемента и влияния солевой композиции на процессы гидратации тампонажных материалов.

В результате проведенных экспериментальных и промысловых исследований выявлено:

- скорость гидратации основных компонентов вяжущих материалов (алюминатов и силикатов кальция) увеличивается с введением в раствор на их основе солевой композиции;

- повышение скорости гидратации в целом ускоряет процессы твердения растворов на основе минеральных вяжущих материалов;

- подвижность тампонажных суспензий при введении добавки солевой композиции увеличивается, водоотделение уменьшается, процесс твердения сопровождается объемным расширением;

- отмечено, что при введении определенного количества солевой композиции (3 и более %) прочностные показатели твердеющего камня увеличиваются и при концентрации более 15% наблюдается их спад. Оптимальное содержание добавки солевой композиции рекомендуется 5 - 10%. Аналогичные результаты получены и для других видов вяжущих - глиноземистого цемента, шлакопортландцемента, расширяющегося цемента, ферритоалини-тового цемента.

В третьем разделе рассмотрены задачи теоретического и экспериментального обоснования применения облегченных тампонажных растворов, обладающих эффектом расширения и оптимизации состава облегченного расширяющегося тампонажного раствора для различных термобарических условий месторождений севера Тюменской области.

В качестве облегчающей добавки в российской и зарубежной литера-

туре предлагаются различные минеральные материалы. В результате проведенного анализа сделан вывод о том, что для условий повышенных температур 50°С и более задача облегчения тампонажного раствора более или менее решена введением кремнеземосодержащих добавок в аморфном виде. Проведенный анализ возможностей и видов выпускаемой продукции, с учетом выбора облегчающих добавок для условий низких температур позволил, совместно с А.А.Фроловым рекомендовать для этих целей стеклянные микросферы, выпускаемые акционерным обществом НПО "Стеклопластик" (Московская область), предназначенные в качестве легковесного наполнителя для производства композиционных материалов различного назначения. По своим свойствам они приближаются к свойствам цеолитов. Представляют собой легкий сыпучий порошок белого цвета, состоящий из отдельных полых частиц сферической формы размером в пределах 15-200 мкм, преимущественно от 12-125 мкм. Вырабатывают его из натриевого-боросиликатного стекла. Их плотность в зависимости от дисперсности колеблется в пределах 240-360 кг/м3. В составе микросфер имеется кремнезем, который находится в аморфном виде. Повышение щелочности среды снижает температуру начала растворения кремнезема. Таким образом, предлагаемая добавка будет участвовать в формировании цементного камня и способствовать упрочнению его структуры и, что самое важное, значительно снижать плотность цементного раствора.

Вопросы, связанные с изучением объемных изменений твердеющих растворов рассматривались в практике строительства Данюшевским B.C., Каримовым Н.Х., Кравченко И.В., Кравцовым В.М.., Кузнецовым Ю.С., Москвиным В.М., Михайловым В.В., Овчинниковым В.П., Скрамтаевым Б.Г., Толстых И.Ф. Фроловым A.A. и др. Авторами этих работ установлено, что в зависимости от состава вяжущего и условий формирования цементного камня ему присущи как положительные, так и отрицательные деформации.

Анализ процессов твердения цементов, объемных деформаций при гидратации отдельных материалов и т.д. позволил рекомендовать для этих

целей гидрокарбоалюминат кальция, являющийся отходом гидрохимического синтеза из щелочнокарбоалюминатных растворов и извести при комплексной переработке нефелинов на глинозем высших сортов, содопродукты и цемент.

Решение поставленных в диссертационной работе задач осуществлялось применением комплекса физико-химических исследований в соответствии с принятыми руководящими документами, ГОСТами, ОСТами. Комплекс исследований включал: стандартные и специальные методы исследований, описанные выше, а также исследование объемных изменений, газопроницаемости, адгезионных свойств. Отдельно проводилось испытание микросфер, их истинной плотности, прочности на гидростатическое сжатие, коэффициент заполнения объема, определение влажности и плавучести. Оптимизация состава вяжущего проводилась с использованием методов планирования экспериментов. Обработка результатов исследований - статистическими методами анализа. Результаты обработки проводились с помощью программы (^аиэйка».

Нами исследованы физико-механические свойства облегченного тампо-нажного раствора, полученные результаты показывают эффективность предложенной добавки. С целью выявления влияния различных факторов - состава раствора, температуры окружающей среды и других, составлена программа экспериментальных исследований. Результаты исследования показали:

- изменение (повышение) содержания в составе тампонажного раствора микросфер способствует снижению плотности раствора, увеличению подвижности и показателей сроков схватывания. Объяснение этому видится в плотности самой вводимой добавки, связыванием ею на своей поверхности части свободной воды затворения, а также меньшей прочностью сферы по сравнению с прочностью формирующегося кристаллического каркаса цементного камня;

- при увеличении содержания СаС12 плотность раствора повышается, рас-текаемость и сроки схватывания снижаются, а прочностные показатели возрастают. Это объясняется взаимодействием хлорида кальция с составляющими

портландцемента, приводящее к образованию оксихлоридов и гидро-хлоралюминатов кальция. Часть воды затворения из свободного состояния переходит в связанное. Плотность связанной воды затворения выше, чем свободной. По данным Сычева М.М плотность связанной воды затворения находится в пределах 1400-2400 кг/м3, то есть можно предположить, что она находится в квазитвердом состоянии. Отсюда и повышение плотности всей системы. Повышение прочностных показателей цементного камня вполне объясняется ускоряющим воздействием хлорида кальция на процессы твердения. Изменение температуры окружающей среды незначительно влияет на растекаемость раствора, понижает сроки схватывания и способствует повышению прочностных показателей. Полученная зависимость влияния температуры на процессы твердения тампонажных растворов вполне согласуется с известными положениями в теории твердения минеральных вяжущих.

Как видно из результатов сравнительных испытаний камень из облегченных тампонажных растворов обладает повышенной проницаемостью по сравнению с камнем из раствора нормальной плотности. Камень обладает повышенной проницаемостью в ранние сроки твердения, а со временем проницаемость уменьшается. Так камень плотностью 1830 кг/м3 через 7 суток твердения при 20°С практически становится не проницаемым для воздуха, а через 28 суток твердения проницаемость ничтожно мала в сравнении с проницаемостью горных пород. Наибольшая проницаемость камня из облегченного вермикулитом тампонажного раствора (ЦВС). Это объясняется большим водосодержа-нием (В/С = 1,0). Даже при небольших перепадах давления камень разрушается под действием фильтрующегося воздуха. Проницаемость тампонажного камня с микросферами значительно ниже, чем у цементно-вермикулитового. Только при плотности 1400 кг/м3 проницаемость одинакова с ЦВС через 2 суток твердения. А при плотности 1500 кг/м3 почти в 4 раза меньше, чем через 2 суток твердения. Через 28 суток твердения проницаемость тампонажного камня с микросферами в 11 - 22 раза ниже, чем у ЦВС. По сравнению с ЦВС тампонаж-ный раствор (камень) имеет ряд преимуществ: обладает седиментационной устой-

чивостью, более высокой прочностью, меньшей газопроницаемостью, низким гидравлическим сопротивлением при движении в затрубном пространстве.

Далее в работе изложены результаты исследований облегченного там-понажного раствора с расширяющейся в процессе гидратации добавкой на карбоалюминатной основе (ГКА). Ранее нами было обосновано ее применение, связанное с образованием в процессе гидратации эттрингита. Учитывая, что последний образуется и непосредственно при гидратации портландцемента, поскольку в его составе имеется алюминатная основа и при помоле добавляется двуводный гипс, однако процесс твердения несмотря на это сопровождается усадочными деформациями. Нами было принято решение дополнительного введения в состав раствора сульфатосодержащего компонента (двуводного гипса) совместно с карбоалюминатом кальция. При их взаимодействии образуется гидросульфокарбоалюминат кальция, который способствует (учитывая, что образующийся компонент имеет больший объем, чем исходный) расширению системы.

Проведенные экспериментальные исследования по изучению влияния основных факторов на физико-механические свойства материала, с учетом его влияния на надежность разобщения продуктивных горизонтов представлены в табл. 4

Анализ проведенных исследований позволяет сказать следующее:

1. На снижение плотности тампонажного раствора существенно влияет содержание микросфер и водотвердое отношение. В то же время введение гидро-карбоалюмината кальция и гипса повышает плотность раствора. Объясняется это плотностью исходных компонентов и их воздействием на связывание жидкости затаорения, а отсюда и плотностью конечного продукта.

2. Коэффициенты уравнений регрессии при гидроалюминате кальция и двуводном гипсе во всех случаях одинаковы. Это еще раз подтверждает выдвинутые предпосылки об их взаимодействии и образовании совместного продукта, в данном случае эттрингита, влияющего и на объемные деформации твердеющего цементного камня и на сроки схватывания, а также на остальные

физико-механические свойства тампонажного раствора и образующегося из него цементного камня.

3. Влияние вводимой добавки микросфер носит более сложный характер. С одной стороны она увеличивает сроки схватывания и естественно снижает прочностные свойства цементного камня, а также величину объемных деформаций. По-видимому, это связано с адсорбционным ее воздействием на молекулы воды затворения.

Гидрокарбоалюминат кальция повышает плотность тампонажного раствора, практически не изменяет его подвижность, увеличивает сроки схватывания, повышает прочностные свойства камня в ранние сроки твердения, но снижает в более поздние и резко стимулирует объемные деформации твердеющего цементного камня.

Полученные результаты вполне объяснимы с точки зрения процессов гидратации портландцемента, системы (гидрокарбоалюминат кальция - дву-водный гипс), а также взаимодействием между ними. Например, на ранних стадиях твердения образование эттрингита за счет взаимодействия гипсового компонента с гидрокарбоалюминатом кальция происходит расширение твердеющей системы. Быстрая скорость их образования способствует нарастанию прочности цементного камня в ранние сроки твердения. Основной вклад в прочность скелета вносят продукты твердения портландцемента и поэтому влияние кристаллов эттрингита незначительное, а их низкая прочность по сравнению с гидросиликатами кальция даже снижает общую прочность цементного камня. Полученные результаты вполне объяснимы с точки зрения процессов гидратации портландцемента, системы (гидрокарбоалюминат кальция - двуводный гипс), а также взаимодействием между ними. Например, на ранних стадиях твердения образование эттрингита за счет взаимодействия гипсового компонента с гидрокарбоалюминатом кальция происходит расширение твердеющей системы.

Таблица 4 - Физико-механические свойства тампонажных растворов с добавкой МСФ и ГКА

№ пп Состав тампонажного раствора, весовых частей Тем-ра, твердения, °С Плотность, кг/м3 Растекае-мость, см Сроки схватывания ч-мин Прочность камня, МПа через Расширение камня, % через

начало конец 2сут 7сут 14 сут 2сут 7сут 14 сут

1 0,94Ц+0,02МСФ+ 0,02ГКА+0,02Г+0,5В 20 1640 22 8-25 9-55 2,0 4,5 6,6 0,10 0,13 0,16

2 .". 40 1640 22 3-40 4-50 4,5 6,2 7,1 0,06 0,09 0,11

3 0,94Ц+0,02МСФ+0,02ГКА + 0,02Г+ 0,5р 4% СаС12 20 1650 23 4-15 4-50 2,9 3,8 5,0 0,10 0,18 0,20

4 0,90Ц+0,02МСФ+ 0,04ГКА+0,04Г+0,5В 20 1640 21 8-10 9-35 1,7 5,0 5,7 0,11 0,17 0,19

5 40 1640 21 4-35 5-40 4,4 5,4 5,9 0,14 0,16 0,14

6 0,90Ц+0,02МСФ+0,04ГКА+0,04Г +0,5р 4% СаС12 20 1650 23 4-15 4-40 2,6 3,0 5,0 0,14 0,21 0,21

7 0,92Ц+0,04МСФ+ 0,02ГКА+0,02Г+0,55В 20 1540 24 8-25 10-40 2,7 4,8 5,9 0,13 0,15 0,12

8 tt 40 1520 24,5 4-25 5-20 4,2 4,5 1,6 0,06 0,08 0,09

9 088Ц+0,04МСФ+ 0,04ГКА+0,04Г+0,55В 20 1520 24 8-20 10-40 Ij6 3,7 4,3 0,26 0,30 0,33

10 .". 40 1520 20,5 5-10 5-00 4,0 4,2 4,7 ОДЗ 0,16 0,16

11 0,88Ц+0,04МСФ+0,04ГКА+0,04Г +П 1, 20 1530 24 4-50 5-25 1,7 3,0 3,7 0,16 0,24

12 0,92Ц+0,06МСФ+ 0,02ГКА+0,02Г+0,6В 20 1420 24 11-30 13-10 1,1 3,7 3,9 0,12 0,15 0,16

13 .". 40 1400 24,5 5-20 7-00 4,1 4,3 4,5 0,03 0,05 0,06

14 0,90Ц+0,06МСФ+0,02ГКА+0,02Г +0,6 v 4% СаСЬ 20 1420 24,5 5-05 5-40 2,5 3,1 4,1 0,11 0,16 0,17

15 0,86Ц+0,06МСФ+0,04ГКА+0,04Г +0.6В 20 1420 25 11-45 13-35 1,1 2,6 3,1 0,18 0,21 0,24

16 -". 40 1400 23 4-45 5-50 3,5 3,9 4,5 0,07 0,09 0,09

17 0,86Ц+0,06МСФ+ 0,04ГКА+0,04Г+ 0,6р 4% СаСЬ 20 1430 24,5 5-20 6-00 1,5 2,0 2,6 0,14 0,23 0,27

Быстрая скорость их образования способствует нарастанию прочности цементного камня в ранние сроки твердения.

Основной вклад в прочность скелета вносят продукты твердения портландцемента и поэтому влияние кристаллов эттрингита незначительное, а их низкая прочность по сравнению с гидросиликатами кальция даже снижает общую прочность цементного камня. Следует отметить, что введение компонентной добавки не оказывает влияние на начало схватывания тампонажного раствора, хотя этот факт с практической точки зрения является положительным - не возникает осложнений в процессе цементирования.

В четвертом разделе приведены результаты промысловых испытаний разработок по внедрению специальных тампонажных растворов с облегчающими добавками. Основное внимание уделено технологическим особенностям ведения тампонажных работ в аномальных условиях: разработке конструкции и внедрению сигнального устройства по определению фактического объема прокачиваемой жидкости при цементировании скважин; испытаниям герметичности обратных клапанов и эксплуатационных колонн (на примере сеноман-ских скважин Заполярного НГКМ); разработке нового цементировочного агрегата и его внедрению в промысловых условиях.

Проведенные исследования (раздел 3) позволили определить рациональную область применения облегченных безусадочных тампонажных материалов - цементирование направлений, кондукторов и эксплуатационных колонн газовых скважин с глубиной до 1400 м и температурным диапазоном от 0 °С до +30 °С. Карбоалюминатная добавка и гипс затариваются совместно с портландцементом и микросферами в цементосмесительные машины, а после этого смесь затворяется по обычной технологии. Разработанную рецептуру применили в восьми скважинах.

Обобщенные результаты опытно-промышленого внедрения рецептур облегченных тампонажных растворов с добавками микросфер и гидрокарбоалю-минатов кальция показали повышенную седиментационную устойчивость сус-

пензий, возможность преодоления усадочных явлений, отмечается повышение качества сцепления цементного камня с колонной по данным АКЦ.

Параллельно разработаны рецептуры расширяющегося цементного раствора с известковой добавкой СИГБ (аналог НРС-1) и с каустическим магнетитом (расширяющийся компонент - Расширяющиеся тампонажные смеси рекомендованы к массовому применению.

Специальные тампонажные материалы с облегчающими добавками прошли промысловые испытания и внедрены в филиале «Уренгой бурение», при этом по мере поступления различных видов облегчающего компонента объем использования постепенно расширялся и составил более 120 скважин на восьми месторождениях с различными термобарическими условиями. Успешность подъема цементного раствора до устья при этом составила 93,5%. Отмечено 8 случаев недоподъема, 4 из которых (3,2%) обусловлены начавшимся поглощением тампонажного раствора из-за локальной «слабости» геологического разреза и неправильного подбора составного столба по плотности и объемам; другие 4 случая связаны с отсутствием кавернограммы и недостаточностью объема тампонажного материала.

Особое внимание уделено технологическим особенностям ведения там-понажных работ в аномальных условиях, связанное с точным определением объема продавочной жидкости и гарантированном получении момента «стоп».

С целью исключения ошибок, возникающих при определении момента «стоп», разработан ряд устройств, в частности одно из них - оборудование низа обсадных колонн. Нами разработано и внедрено сигнальное устройство по определению фактического объема прокачиваемой жидкости при цементировании скважин. Устройство предназначено для получения предварительного сигнала (в виде изменения давления), по которому возможно своевременно (до аварийного столкновения пробки со стоп-кольцом) уменьшить производительность продавки. Устройство устанавливается в колонне обсадных труб выше стоп-кольца на 200-300 м. Принцип работы устройства заключается в следующем. При движении продавочной пробки внутри колонны труб она сталкивается с

седлом и закрывает циркуляционное отверстие, происходит. срез шпилек, и пробка совместно с корпусом продолжает двигаться вниз до получение конечного сигнала «стоп». Разработанное сигнальное устройство позволяет осуществить корректировку режимов цементирования в процессе крепления скважины и определить фактический объем жидкости, закачанный в скважину в процессе продавки. Следует отметить, что применение сигнального устройства позволило использовать при необходимости для продавки буровые насосы. Дополнительное оповещение в конце продавки, полученное от сигнального устройства, позволит вовремя скорректировать режим продавки, перейти на «безопасный», и тем самым - исключить неконтролируемый «стоп».

Другими важным технологическим моментом при разобщении пластов газовых скважин является обязательная герметичность обратных клапанов и эксплутационных колонн. Известно, что на газовых месторождениях севера Западной Сибири в скважины, пробуренные на сеноманские отложения обычно спускают эксплуатационные колонны диаметром 168 или 219 мм до глубины 1100 - 1500 м и цементируют до устья. При этом последующая эксплуатация каждой третьей скважины сопровождается наличием межколонных давлений. Одной из причин их возникновения является разгерметизация цементной оболочки за эксплуатационными колоннами. Герметичность цементного кольца можно в значительной мере сохранить, если с момента потери подвижности тампонажного раствора за колонной в период ОЗЦ и в течение дальнейших работ поддерживать в колонне давление близкое к тому, которое она будет испытывать во время эксплуатации. Если после затвердевания раствора не выполняется это условие, то существенное увеличение внутреннего давления и соответственно диаметра колонны может вызывать разрушение (растрескивание) цементного камня, а уменьшение - привести к образованию проницаемого для газа зазора между колонной и цементной оболочкой, а также флюдопроводящих каналов в виде продольных трещин.

Мы рассмотрели две важные технологические операции: опрессовка колонны и проверка закрытия обратного клапана. По нашей рекомендации на За-

полярном месторождении внедрена опрессовка колонн непосредственно после сигнала «стоп». К настоящему времени в начале ОЗЦ опрессовано более 200 эксплуатационных колонн. Однако оказалось, что эффективность этой операции на некоторых скважинах снижается из-за незакрытия (негерметичности) обратных клапанов. Колонны, в которых клапан не сработал, вынуждены оставлять в период ОЗЦ под нежелательным рабочим давлением (9-10 МПа) в цементировочной головке. Анализ фактических результатов операций по оп-рессовкам колонн и проверке обратных клапанов в начале ОЗЦ показал на необходимость обязательного учета этих факторов. С целью исключения подобных ситуаций в тампонажном управлении филиала «Уренгой бурение» был изготовлен стенд для проверки работоспособности и выявления причин отказа клапанов в режимах близких к реальным условиям процесса цементирования эксплуатационных колонн сеноманских скважин. Результаты экспериментов сведены в таблицу 5.

Таблица 5 - Результаты экспериментов испытания клапанов

Свойства цементного раствора Объем раствора, м Время Давление на клапан, МПа Давление Вид цемент- Закрыта клаепа-на

№ п/п Тип клапана Диаметр клапана, мм Плотность, кг/м3 В/Ц Температура, °С циркуляции, мин опрес-совки клапана, МПа ного раствора

1 Тарельчатый 219 1510 1,0 24 3,0 160 8,5 12,5 ЦВС -

2 ЦКОД 219 1500 1,0 28 3,0 160 8,5 12,5 ЦВС +

3 Тарельчатый 168 1500 0,7 26 2,5 120 8,5 12,5 м с -

4 ЦКОД 168 1500 0,7 25 2,5 120 8,5 12,5 мс +

Примечание : (+) - есть, (-) - нет

Проведенный анализ отказов тарельчатых обратных клапанов в скважин-ных условиях и экспериментальные исследования на стенде позволили отказаться от их применения. Таким образом, на Заполярном НГКМ разработаны и внедрены мероприятия по повышению герметичности заколонного простран-

ства за счет устранения «дыхания» колонн во время их опрессовки и незакрытии (отказах) тарельчатых обратных клапанов.

Нами изучен и проанализирован опыт применения зарубежных цементировочных агрегатов. Разработана технологическая схема и смонтирован агрегат по цементированию скважин для работы в умеренных климатических условиях Крайнего Севера «Север-1» (рис 2). Он предназначен для выполнения операции по цементированию, приготовления различных видов технологических жидкостей, растворов, эмульсий, тампонажных систем и дальнейшей их перекачки или нагнетания в скважину. Кроме того, агрегат может использоваться для установки цементных мостов, работ по капитальному, подземному ремонту и интенсификации скважин, различных видов опрессовок, в других видах отраслях согласно технических характеристик.

Агрегат включает следующие узлы и агрегаты: несущее шасси; силовая установка для привода насоса Detroit Diesel; автоматическая трансмисия Allison; оборудование приема и распределения технологических жидкостей; насосный блок высокой гидравлической мощности с приводом от силовых установок; центробежный насос; узел приготовления тампонажных растворов; ос-реднительная емкость. Дополнительно на пульте управления смонтирована вычислительная система (UNIPRO II), а установка укомплектована портативной системой сбора данных.

Преимуществами прелагаемой модели по отношению к отечественным и зарубежным аналогам являются: 1) надежность конструкции за счет возможности дублирования при необходимости как основных насосов высокого давления, так и центробежных, а так же запорных устройств байпасными системами; 2) возможность применения отечественной техники (СМН-20, МЗКТ цементовоз) в схеме приготовления цементного раствора; 3) использование в конструкции простых и эффективных устройств и узлов, повышающих ее надежность и качество приготовленного тампонажного раствора; 4) значительное уменьшение количества используемой техники, относительно отечественной схемы цементирования; 5) полная автономность выполнения операции; 6) высокая

1 -Нагнетательные линии I4- Напорная линия подачи технологических жидкостей 7—► Линия подачи жидкости затворения

2 —► Промывочные линии 5 Напорная линия подачи жидкостей затворения 8-► Линия подачи цементных растворов

3 Линии плотномера 6 Линии рециркуляции и перемешивания Резервная линия подачи цементных растворов

Рисунок 2 - Технологическая схема агрегата по цементированию скважин «Север-1»

степень оперативного управления процессом; 7) большой объем цементного раствора (аккумулятор) для поддержания заданной плотности; 8) экологичность предлагаемой модели.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основании обобщения теоретических представлений, анализа экспериментальных и промысловых сведений по проблеме обеспечения качества крепления скважин на месторождениях севера Тюменской области обоснована необходимость и возможность подъема тампонажного раствора до устья в один прием за счет разработки и применения облегчающих добавок многофункционального действия, обеспечивающих достижение необходимых реологических характеристик тампонажного раствора и, главное, достаточных физико-механических характеристик тампонажного камня из него с высокими изоляционными свойствами, позволяющими обеспечить герметизацию заколонного пространства газовых скважин.

2. Теоретически доказана и экспериментально подтверждена целесообразность и эффективность использования при приготовлении технологически необходимых тампонажных растворов облегчающих и расширяющихся материалов, изучены физико-механические свойства тампонажного раствора и камня при их введении. Обосновано их оптимальное содержание: - 4% по весу газонаполненной кремнеземсодержащей добавки и 4% по весу гидрокарбоалю-мината кальция, обеспечивающие необходимые технологические характеристики тампонажного раствора (камня): плотность раствора - 1530 кг/м3, расте-каемость по конусу АзНИИ - 24 см., прочность на изгиб в возрасте 2 суток -3,0 МПа и расширение в начальный период твердения -0,16%.

давления в колоннах во время опрессовки колонн и незакрытии (отказах) тарельчатых обратных клапанов. С 1996 года более 200 колонн опресованы в начале ОЗЦ пока раствор сохраняет свою подвижность. Из-за отказов в скважинах и выявленных на специальном стенде причин несрабатывания тарельчатых клапанов их перестали применять и с 1999 года начали пользоваться более надежными клапанами типа ЦКОД. Разработана система приготовления тампо-нажных растворов через большую гидроворонку (цементировочный агрегат «Север-1»), которая, после широкомасштабных испытаний показала высокую надежность конструкции. Разработанные и усовершенствованные технологии и специальная оснастка внедрены в 270 скважинах месторождений Крайнего Севера, на основе разработок получены 4 свидетельства полезных моделей, 2 патента РФ.

4. Результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований легли в основу временных регламентов, инструкций, стандарта предприятия, а также нормативно-технической документации для составления технических проектов на бурение скважин (ВРД 39-1. 18-079-2003).

Основное содержание диссертационной работы опубликовано в следующих статьях:

1. Вялов В.В. Совершенствование технологий и технических средств для цементирования скважин месторождений Крайнего Севера /Фролов A.A., Овчинников В.П., Вялов В.В. // НТЖ «Нефть и газ». - М, 2000, № 5, С. 38-43.

2. Вялов В.В. Испытание на герметичность обратных клапанов и эксплуатационных колонн (на примере сеноманских скважин Заполярного НГКМ) / Вялов В.В., Леонов Е.Г., Райкевич С.И. // НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». - М, 2003, № 4, С.10-14.

3. Вялов В.В. Разработка новой буферной жидкости для цементирования скважин / Рогов Е.А., Грачев В.В., Леонов Е.Г., Вялов В.В., Янкевич В.Ф. // НТЖ «Бурение и нефть». - М. 2003, № 9, С.22-25.

4. Вялов В.В. Опыт использования облегчающих добавок с целью обеспечения подъема цементного раствора до устья скважин в один прием /Фролов

A.A., Янкевич В.Ф., Вялов B.B. // Материалы науч. - техн. совета ОАО «Газпром», 14 марта 2000 г. М., 2000г. С. 18-21.

5. Вялов В.В. Решение комплексных задач по совершенствованию технологии цементирования скважин на месторождениях, разбуриваемых филиалом «Тюменбургаз» / Фролов A.A., Вялов В.В. // Совершенствование технологии крепления скважин. Материалы науч.-техн. совета ОАО «Газпром». М, 2001, С. 168-172.

6. Вялов В.В. Рецептуры тампонажных растворов для цементирования скважин на месторождениях разбуриваемых филиалом «Тюменбургаз» / Белей И.И., Щербич Н.Е., Коновалов B.C., Кулябин А.Г., Вялов В.В. // Повышение эффективности и качества строительства скважин. Материалы науч.-техн. совета ОАО «Газпром». М, 2003, С. 156-160.

7. Патент № 2288250 РФ. Облегченный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин / Белей И.И., Зиновьев В.М., Коновалов B.C., Вялов В.В. и др // Заявка № 2005115407: Заявл.20.05.05; Опубл. 27.11.06. Бюл. №33.

8. Патент № 2245989 РФ. Тампонажная смесь / Ипполитов В.В., Подши-бякин В.В., Белей И.И., Вялов В.В. и др // Заявка № 2003126937: Заявл. 05.09.03; Опубл.!0.02.05. Бюл. № 9.

Соискатель

В.В. Вялов

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 19.02.2010 г. Бумага писчая. Заказ № 95. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Вялов, Виталий Вячеславович

ВВЕДЕНИЕ

1 ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ, ПУТИ ИХ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ В ПРОЦЕССЕ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ И РАЗОБЩЕНИЯ ПЛАСТОВ. АНАЛИЗ КАЧЕСТВА ЦЕМЕН- 7 ТИРОВ АНИЯ.

1.1 Предупреждение перетоков пластовых флюидов по зако-лонному пространству скважин

1.2 Факторы негерметичности заколонного пространства газовых скважин.

1.3 Анализ качества цементирования с учетом горно-геологических и технических условий строительства скважин на месторождениях крайнего севера Тюменской области.

1.3.1 Географо-экономические характеристики района работ

1.3.2 Особенности геологического строения месторождений по интервалам бурения.

1.3.3 Анализ качества цементирования скважин на Уренгойском, Ямбургском, Заполярном месторождениях

1.3.4 Сбои-отказы при цементировании обсадных колонн на примере объектов, разбуриваемых филиалом «Уренгой бурение» и ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ».

2 ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ТАМПОНАЖНЫХ СИСТЕМ С НЕОБХОДИМЫМИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ СВОЙСТВАМИ, ТВЕРДЕЮЩИМИ В СЛОЖНЫХ ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ.

2.1 Разработка теоретических предпосылок регулирования процессов структурообразования при низких положительных и отрицательных температурах.

2.1.1 Ускорители сроков схватывания.

2.1.2 Методика и методы проведения исследований.

2.1.3 Методика обработки результатов экспериментов.

2.2 Некоторые аспекты влияния различных факторов на процессы гидратации и структурообразования тампонажных материалов

3 МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ СВОЙСТВАМИ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ.

3.1 Обоснование выбора вида облегчающей добавки.

3.2 Выбор вида расширяющейся добавки.

3.3 Методика и методы проведения исследований.

3.3.1 Методы исследований.

3.3.2 Методика исследований и обработки результатов экспериментов.

3.4 Исследования физико-механических свойств облегченного тампонажного раствора.

3.4.1 Влияние микросфер на физико-механические свойства тампонажного раствора.

3.4.2 Результаты исследований облегченного цементного камня на воздухопроницаемость.

3.4.3 Результаты исследований облегченного расширяющегося тампонажного раствора с облегчающей добавкой на карбоалюминатной основе.

4 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ И ТЕХНИЧЕСКИХ 127 СРЕДСТВ ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЙ КРАЙНЕГО СЕВЕРА.

4.1 Использование облегчающих добавок с целью обеспечения подъема цементного раствора до устья скважин в один прием.

4.2 Технологические особенности ведения тампонажных работ в аномальных условиях.

4.4 Разработка конструкции и внедрение сигнального устройства по определению фактического объема прокачиваемой жидкости при цементировании скважин.

4.4 Испытания герметичности обратных клапанов и эксплуатационных колонн (на примере сеноманских скважин Заполярного

НГКМ).

4.5 Разработка технологической схемы, монтаж и внедрение агрегата по цементированию скважин «Север-1».

4.5.1 Отечественная и зарубежная практика эксплуатации техники для цементирования скважин.

4.5.2 Технологическая схема и принципы работы цементировочного агрегата "Север-1".

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование и усовершенствование технологии разобщения пластов газовых скважин в аномальных условиях"

Достаточно богатая практика бурения газовых скважин показывает, что использование существующих технологических приемов, технических средств и материалов при бурении и разобщении пластов в таких сложных геологических условиях, как чередование флюидонасыщенных пластов с различными, зачастую аномальными, давлениями, близкое расположение друг от друга водоносных и углеводородосодержащих пластов, бурении наклонно направленных скважин с большими отклонениями от вертикали - при постоянном повышении требований к охране недр не позволяет обеспечить необходимый уровень их качества.

Решение проблемы герметизации заколонного пространства газовых скважин с целью недопущения перетоков и, как следствие, межколонных давлений напрямую зависит от технологически грамотного регулирования свойств там-понажных материалов и необходимых добавок к ним. При цементировании скважин нет мелочей, все взаимозависимо и взаимосвязано - от выбора тампо-нажного материала до технологических особенностей проведения всей операции (приготовление тампонажной смеси, обеспечение режимов закачивания и продавки, получения «стоп», управление процессами структурообразования в период ОЗЦ и многое другое).

Наиболее важную часть этих задач мы решаем в настоящем диссертационном исследовании, поставив перед собой следующую основную цель работы: повышение качества разобщения чередующихся разнонапорных пластов с низкими градиентами гидроразрыва разработкой специальных тампонажных материалов, технологий их применения и новых технических средств.

Основные задачи исследований и разработок

3. Усовершенствование технологии цементирования разработанными специальными тампонажными композициями и техническими элементами оснастки. Разработка нормативной документации.

Научная новизна работы

Практическая ценность

1. Разработаны составы облегченных безусадочных тампонажных композиций для различных термобарических и геолого-технических условий, обеспе6 чившие цементирование обсадных колонн в один прием с подъемом тампонаж-ного раствора до устья.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Вялов, Виталий Вячеславович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

2. Теоретически доказана и экспериментально подтверждена целесообразность и эффективность использования при приготовлении технологически необходимых тампонажных растворов облегчающих и расширяющихся материалов, изучены физико-механические свойства тампонажного раствора и камня при их введении. Обосновано их оптимальное содержание: - 4% по весу газонаполненной кремнеземсодержащей добавки и 4% по весу гидрокарбоалю-мината кальция, обеспечивающие необходимые технологические характеристики тампонажного раствора (камня): плотность раствора - 1530 кг/м", расте-каемость по конусу АзНИИ - 24 см., прочность на изгиб в возрасте 2 суток -3,0 МПа и расширение в начальный период твердения - 0,16%.

3. На основе анализа осложнений и сбоев-отказов при проведении цементировочных работ в сложных климатических условиях Крайнего Севера разработана блок-схема, позволившая научно - обоснованно подойти к решению проблем их предупреждения. На Заполярном НГКМ разработаны и внедрены мероприятия по повышению герметичности цементной оболочки за эксплуатационными колоннами за счет устранения несвоевременных повышений давления в колоннах во время опрессовки колонн и незакрытии (отказах) тарельчатых обратных клапанов. С 1996 года более 200 колонн опресованы в начале ОЗЦ пока раствор сохраняет свою подвижность. Из-за отказов в скважи

168 нах и выявленных на специальном стенде причин несрабатывания тарельчатых клапанов их перестали применять и с 1999 года начали пользоваться более надежными клапанами типа ЦКОД. Разработана система приготовления тампо-нажных растворов через большую гидроворонку (цементировочный агрегат «Север-1»), которая, после широкомасштабных испытаний показала высокую надежность конструкции. Разработанные и усовершенствованные технологии и специальная оснастка внедрены в 270 скважинах месторождений Крайнего Севера, на основе разработок получены 4 свидетельства полезных моделей, 2 патента РФ.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Вялов, Виталий Вячеславович, Москва

1. Вершинин Ю.Н., Возмитель В.М.ДСошелев А.Т. и др. Состояние и пути совершенствования водоизоляционных работ на месторождениях Западной Си-бири.ОИ.М., Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. ВНИИОЭНГ, 1992,- 68 с.

2. А. С. Трофимов, С. И. Грачев, В. А. Беляев. Оценка влияния осадкообра-зующих систем на разработку пласта k>Bi ершового месторождения на основе трассерных исследований. Тез.докл. науч.-практ. конф.

3. Кондратюк А. Т.Повышение эффективности выработки запасов углеводородов из сложнопостроенных месторождений типа Талинского. / .Автореф. .д-ра техн. наук. -М. 1997. 47 с.

4. Поддубный Ю.А.,Соркин А.Я.,Кан В.А.,Сидоров И.А. Оценка эффективности обработок призабойной зоны обводненных скважин.// НТЖ Строительство скважин на суше и на море.- С. 11-14.

5. Крылов В. И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. -М.: Недра, 1987. -304 с.

6. Шерстнев Н. М., Расизаде Я. М., Ширинзаде С. А. Предупреждение и ликвидация осложнений в бурении. -М.: Недра, 1979. 304 с.

7. Белов В.Н., Карпов В.М., Шевалдин И.Е. Особенности бурения нефтяных и газовых скважин в Тюменской области. М., Недра, 1966, 97 с.

8. Булатов А.И., Сидоров H.A. Осложнения при креплении глубоких скважин М.:Недра, 1968. -204 с.

9. Технология бурения глубоких скважин /Под редакцией М.Р. Мавлюто-ва, М.,Недра,1982 .

10. Кузнецов Ю.С. Виброволновая технология, скважинная техника и там-понажные материалы для цементирования скважин в сложных геолого-технических условиях: Диссерт. на соискание ученой степени д-ра техн. наук.-Уфа, УНИ, 1987, -360 с.

11. Булатов А.И., Куксов А.К., Бабаян Э.В. Предупреждение и ликвидация газонефтепроявлений при бурении.-М.:ВНИИОЭНГ, 1987.

12. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. М., Недра, 1988,- 250 с.

13. Ашрафьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных усло-виях.М.: Недра, 1989, -228 с.

14. Ясов В.Г., Мислюк М.А. Осложнения в бурении. Справочное пособие. М., Недра, 1991,-334 с.

15. Овчинников В.П. Разработка специальных тампонажных композиций и технологий подготовки ствола скважины для разобщения пластов в различных термобарических условиях: Дис. на соиск. степени докт. техн. наук. -Уфа, 1992. -609 с.

16. Крылов Д.А. Влияние проницаемых пород на контакт цементного камня с обсадными трубами // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.- М.: ВНИИОЭНГ, 1993.- № 5,-С. 12-14.

17. Крылов Д.А. Некоторые причины неплотного контакта цементного камня с обсадными трубами. НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М., ВНИИОЭНГ, 1993, №5-С.14-16.

18. Ковязин Н.И. Разработка технологии и технических средств акустической обработки тампонажного раствора в период ОЗЦ с целью повышения качества разобщения пластов. Автореферат дис. на соискание ученой степени канд.техн.наук, Тюмень, 1995.-200 с.

19. Мищенко В.И. Гидравлические методы повышения качества изоляции пластов при цементировании скважин./ ЭИ. Сер .Бурение., М.: ВНИИОЭНГ, 1982, вып.6,- 28 с.

20. Морхедж А. А. Исследование перемещения флюидов из призабойной зоны пласта в твердеющий тампонажный раствор. Автореф. .канд. техн. наук. -М.1991. 24 с.

21. Булатов А.И., Мариампольскии H.A. Регулирование технологических показателей тампонажных растворов М., Недра 1988,-224с.

22. Кравцов В.М. Тампонажные материалы для крепления скважин в сложных геолого технических условиях:Автореф. дис. .д-ра техн. наук. -Уфа, 1984, -47 с.

23. Поляков В.Н. Технология изоляции пластов тампонажными растворами и струйной кольматацией в процессе бурения скважин. -Дис. на соиск. степени докт. техн. наук. -Уфа, 1989.-374 с.

24. Лукманов Р.Р. Технологические основы и разработки по качественному заканчиванию скважин в сложных и изменяющихся геолого технических условиях : Автореф. дис. .д-ра техн. наук. - Уфа, 1997. - 48 с.

25. Способ ступенчатого цементирования скважин. Пат.2038462 Россия, МКИ6 Е 21 В 33/14 / Еременко В.В. и др.- № 4946728/03; Заявл. 17.6.91; Опубл. 27.6.95; Бюл. .№ 18

26. Способ тампонирования скважины: A.c. 1698422,СНГ, МКИ5 Е 21 В 33/13 Асфандияров Р.Т. и др.БашНИПИнефть, № 4609702/03; Заявл.20.9.89; Опубл. 15.12.91 Бюл. . №46

27. Способ цементирования скважин A.c. 1659630 Россия, МКИ5 Е 21 в33/14 / Негомедзянов В.Р.- № 4683867/03; Заявл. 28.4.89; Опубл. 30.6.91

28. Вяхирев В.И.,Овчинников В.П.,Кузнецов Ю.С.Повышение качества вскрытия и разобщения газовых пластов месторождении севера Тюменской об-ласти.-М.ИРЦ Газпром, 1993.-42с.

29. Каримов Н.Х. Разработка составов и технология применения расширяющихся тампонажных материалов для цементирования глубоких скважин в сложных геологических условиях:Автореф. дис. на соиск. степени д-ра техн. наук. -Уфа, 1986.-49 с.

30. Мавлютов М. Р., Кузнецов Ю.С., Поляков В.Н. Управляемая кольмата-ция призабойной зоны пластов при бурении и заканчивании скважин // ВНИИОЭНГ, РНТС, Нефтяное хозяйство.-1984, №6, С. 7-10.

31. Технология бурения с управляемой гидродинамической вихревой коль-матацией / М.Р.Мавлютов, В.Ф.Галиакбаров, Р.Х.Санников, А.Р.Оружев // Нефтяное хозяйство, 1987, №6.

32. Воздействие на твердые частицы бурового раствора при кольматации стенок скважины./ Мавлютов М.Р., Акчурин Х.И., Соломенников C.B., Туровский Н.П. и др. М.: Недра, 1997,-123 с.

33. Шарипов А.У., Лукманов P.P., Поляков В.Н. Селективная изоляция пластовых вод при вскрытии продуктивного горизонта. // Нефтяное хозяйство, 1980, №1, с 22-26.

34. Горонович С.Н. Физико химические методы обеспечения совместимости интервалов бурения и заканчивания скважин в аномальных горно - геологических условиях // Дис. .канд. техн. наук., Уфа, 1987. ДСП.

35. Мавлютов М.Р., Полканова A.B., Нигматуллина А.Г., Горонович С.Н. и др. Физико-химическая кольматация истинными растворами в бурении // ОИ. Сер. Техника, технология и организация геологоразведочных работ. М.: ВИ-ЭМС, 1990. 27 с.

36. Валеева H.A. Полимерсолевые растворы с управляемыми кольматирующими свойствами для вскрытия продуктивных песчаников. Диссертация на соискание ученой степени канд. техн. наук.- Уфа 1988,-105с. ДСП

37. Жидкость для предварительной промывки заколонного пространства при цементировании скважин Well preflush fluid: Пат. 5082499 США, МКИ5 С 04 В 7/21 / Shen Jian-Chyun; Union Oil Co. of California.- № 458074; 3a-явл.28.12.89; Опубл. 21.1.92; НКИ 106/735

38. Масленников B.B., Косухин JI.Д., Ханнанов З.Д. Промышленная нефте-газоносность залежей неокома Уренгойского месторождения по данным промысловой геофизики. ОИ Сер.Нефтегазовая геология и геофизика. М.:ВНИИОЭНГ, 1982, вып. 15, -32 с.

39. Новые технологии первичного вскрытия пласта на Уренгойском НГКМ/Пономарев В.А., Кучеров Г.Р., Марчук И.С. и др.ПТЖ. Газовая промышленность,М. :Газ-Ойль Пресс-Сервис, 1994, № 5,- С.6-7

40. Рабочий групповой технический проект № 126 на строительство эксплуатационных скважин на валанжинские отложения УГКМ, Тюмень: Тюмен-НИИгипрогаз, 1992,-108 с.

41. Технико-технологический регламент по технологии управляемой гидродинамической кольматации / РД015900-118-88, Тюмень: ТюменНИИгипро-газ, 1988.

42. Регламент по креплению газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин на месторождениях севера Тюменской области. Тюмень: ТюменНИИги-прогаз, 1992, - 119 с.

43. Технологический регламент по технологии совмещенного прямого и обратного на поглощение способов цементирования обсадных колонн.-Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 1993.-30 с.

44. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. Справочник. /Г.З.Ибрагимов, К.С.Фазлутдинов, Н.И. Хисамутдинов М.: Недра, 1991. -383 с.

45. Разработать технологию повышения производительности обводненных скважин с использованием кремний органических водоизолирующих составов и кислотных композиции: Отчет о научно исследовательской работе (заключительный) /СибНИИНП;- Тюмень, 1989. ДСП

46. Ограничение водопритока в нефтяные скважины /Петров H.A., Юрьев В.М., Селезнев А.Г. и др. ОИ. -М.: ВНИИОЭНГ,1995,-65 с.

47. Девятов В.В., Алмаев Р.Х., Пастух П.И., Санкин В.М. Применение водоизолирующих химреагентов на обводненных месторождениях Шаимского района.М. ,ВНИИОЭНГ, 1995,- 101 с.

48. Башкатов Д.Н. Планирование эксперимента в разведочном бурении. -М.: Недра, 1985, 181 с.

49. Сохошко С.К. Оперативные расчеты гидрогазодинамических параметров нефтяных и газовых месторождений с учетом несовершенства скважин : Автореф. дис. .канд. техн. наук. -Тюмень, 1991. 24 с.

50. Булатов А.И., Авенисов А.Г. Справочник инженера по бурению:. Кн.З -2-е изд., перераб. и дополн.М.:Недра,-1995,-320 с.

51. Булатов А.И., Пеньков А.И. Проселков Ю.Н. Справочник по промывке скважин.М., Недра, 1984,- 317 с.

52. Carey М.С., Stall M. // The apparent critical my celery concentrations of bill saltllecithin micelles: Influence of composition phosphalepid chain length, sodium chllarudt concentration of surface active substances. Moscow 12-18, September, 1976.

53. Третьяков Ю.Д. Твердофазовые реакции. M.: Химия, 1978.

54. Белов Н.В Очерки по структурной минералогии. М.: Недра, 1972.

55. Srwara F., Zpurek В. Microstructure of hardened -free ports and cements //Concrete additives 1982 - №9.

56. Кузнецова T.B., Толабер И.В. Глиноземистый цемент. M.: Стройиздат. 1988.

57. Сычёв М.М., Ефремов И.Ф. Некоторые вопросы теории твердения вяжущих систем. В кн.: Комплексное использование сырья в технологии вяжущих веществ. Л.: ЛТИ им. Ленсовета, 1973.

58. Резчиков Г.А. Комплексная добавка для тампонажных растворов, твердеющих при низких и отрицательных температурах //IV Всесоюзная конф. по тампонажным материалам /Тез. докл. Краснодар, 1987.

59. Сватовская Л.Б., Сычёв М.М. Активированное твердение цементов. -М.: Стройиздат, 1963.

60. Булатов А.И. Цементирование глубоких скважин. М.: Недра, 1964.-197с.

61. Стукалов Н.П., Андреева Е.П., Ребиндер П. А. Процессы образования дисперсных кристаллизационных структур и химического взаимодействия в суспензиях С3А в присутствии хлористого натрия // Коллоидный журнал. М.: Наука, 1969. Т. 31.Вып.6.

62. Шатов А.А., Данюшевский B.C., Овчинников В.П. и др. Солевые и тампонажные композиции на основе отходов содового производства. Уфа: Башкирский химический журнал, т.2, вып. 2, АН РБ, 1995.

63. Вагнер Г.Р., Гранковский И.Г., Круглицкий Н.Н., Пасечник Г.А. Кинетика структурообразования в водных дисперсиях трёхкальциевого силиката. -Физ. хим. механика и лиофильность дисперс. систем, 1971, вып.2.

64. Костырин В.И. Тампонажные материалы и химреагенты. М.: Недра, 1989.

65. Ткач Г.А., Шапорев В.П., Титов В.М. Производство соды по малоотходной технологии. Харьков: ХГПУ, 1998.

66. Шокин И.Н., Крашенинников С.А. Технология соды.: Учеб. пособие. -М.: Химия, 1975.

67. Зайцев И.Д. Ткач Г.А., Стоев Н.Д. Производство соды. М.: Химия, 1986.

68. Крашенинников С.А. Технология производства кальцинированной соды и очищенного бикарбоната натрия. М.: Высшая школа, 1985.

69. Позин М.Е. Технология минеральных солей. Л.: Химия, 1970.

70. Шатов A.A. Утилизация жидких отходов содового производства // Химия и технология воды. Т. 14, № 5, РАН, АН Украины, Киев. 1992

71. Клименко Ю.В., Квасков А.П. Химическое обогащение марганцовых руд. Госметаллургиздат. 1944.

72. Марков С.С. Автореф. дис. доктора техн. наук, ГИПХ.1951.

73. Лозин Е.В. Эффективность доразработки нефтяных месторождений. Уфа: Башк. кн. изд., 1987.

74. Плановский А.Н. Сушка дисперсных материалов в химической промышленности. М.: Химия, 1979.

75. Будников П.П. и др. Реакции в смесях твердых веществ. М.: Стройиз-дат, 1965.

76. Гороновский И.Т. и др. Краткий справочник по химии. Киев: Наукова думка, 1987.

77. Химическая энциклопедия, т.З. М.: Изд-во Большая Российская энциклопедия, 1992.

78. Полак А.Ф. Кинетика структурообразования цементного камня // Труды VI Международного конгресса по химии цемента: Тез. докл. -М.: 1976. Т. 2.

79. Данюшевский B.C. Структура цементного камня, твердеющего в условиях глубоких скважин //Нефтяное хозяйство. М.: 1973, № 7.

80. Красильников К.Г. Химические процессы в дисперсных телах /Исследование системы Ca0.si02.-H20 // Труды совещания по химии цемента. Тез. докл.- М.: Промстройиздат, 1956.

81. Шатов A.A., Овчинников В.П., Шульгина Н.Ю. Солевая композиция для регулирования процессов твердения тампонажных растворов. М.: Нефтепромысловое дело, №11, 1995.

82. Шатов A.A., Шарафутдинов 3.3., Мавлютов М.Р. и др. Регулирование гидратационной активности портландцемента при креплении скважин. Уфа:

83. Башкирский химический журнал, т.2, вып. 3-4, АНРБ, 1995.

84. Патент РФ № 2030557. Тампонажный раствор /Шатов A.A., Титов В.М., Овчинников В.П. и др. Опубл. в Б.И.- №7.- 1995.

85. Патент РФ № 2072027. Тампонажный раствор /Шатов A.A., Шарафут-динов 3.3. Опубл. в Б.И.- №2. -1997.

86. Патент РФ № 2059791. Тампонажный раствор / Шатов A.A., Каримов Н.Х., Мавлютов М.Р. и др. Опубл. в Б.И. -№13.- 1996.

87. Патент РФ № 2059792. Тампонажный раствор / Шатов A.A., Каримов Н.Х., Мавлютов М.Р. и др. Опубл. в Б.И.- №13.- 1996.

88. Патент РФ № 2059793. Тампонажный раствор / Шатов A.A., Каримов Н.Х., Мавлютов М.Р. и др. Опубл. в Б.И. -№13.- 1996.

89. Патент РФ № 2009159. Способ получения реагента для приготовления жидкости глушения скважин /Овчинников В.П., Шатов A.A., Кузнецов Ю.С. и др. Опубл. в Б.И.- №5.- 1994.

90. Патент РФ № 2068440. Способ получения солевой компоненты для приготовления жидкости глушения скважин / Шатов A.A. Опубл. в Б.И.- №30.1996.

91. Шатов A.A. Пути решения экологических проблем производства кальцинированной соды. Утилизация отходов. М.: Научные и технические аспекты охраны окружающей среды, №2, РАН, Министерство науки РФ, ВИНИТИ, 1997.

92. Круглицкий H.H. и др. Физико-химическая механика тампонажных растворов. Киев, «Наукова думка», 1974, с. 151-154.

93. Данюшевский B.C. и др. Справочное руководство по тампонажным материалам. М., «Недра», 1973, с. 77.

94. A.c. 960420 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Способ приготовления облегченного тампонажного раствора / В.Ф. Горский, А.Н. Мельничук, А. Н. Берниковский (СССР). № 2871573/22-03; Заявлено 14.12.79; Опубл. 23.09.82, бюл. №35.

95. A.c. 1460200 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный состав / В.Р. Абдуллин, A.B. Федорова, С.И. Зеликин, JI.M. Попова, В.П. Абер-кон (СССР) № 3956889/23-03; Заявлено 17.07.85; Опубл. 23.02.89, бюл. №7.

96. A.c. 1124117 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный материал для крепления скважин / В.И. Матыцин, В.И. Рябченко, З.А. Литяева, Б.Ф. Егорен-ко, Н.П. Соколов (СССР) № 3597927/23-03; Заявлено 21.02.83; Опубл. 15.11.84. Бюл. №42.

97. Баталов Д.М. и др. Цементно-бентонитовые растворы для низкотемпературных скважин. Труды ЗапСибНИГНИ, 1984. С. 56-62.

98. Пупков B.C. Исследование факторов, влияющих на качество крепления наклонных скважин на площади Одопту // Сб. науч. трудов СахалинНИПИнефть. Геология и разработка нефтяных месторождений Сахалина. М.: ВНИИОЭНГ, 1977. С. 67-75.

99. Пупков B.C. К вопросу о седиментационной устойчивости тампонаж-ных растворов //Сб. трудов СахалинНИПИнефть. Геология и особенности разработки нефтяных месторождений Сахалина. М.: ВНИИОЭНГ, 1977. С. 82-85.

100. Пупков B.C. и др. Пути повышения седиментационной устойчивости растворов в наклонных скважинах //ЭИ ВНИИЭгазпрома. Серия Геология, бурение и разработка газовых морских нефтяных месторождений, 1985. Вып. 9. С. 13-16.

101. А.С.1201489 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Способ приготовления облегченного тампонажного раствора / В.П. Гнездов, B.C. Пупков, Ю.С. Кузнецов, В.М. Кравцов (СССР) № 3746601/22-03; Заявлено 26.03.84; Опубл. 30.12.85. Бюл. №48.

102. A.c. 1254139 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажная смесь / Н.Х. Каримов, М.А. Танкибаев, В.И. Петере, Н.В. Тренкеншу (СССР) № 3871777/22-03; Заявлено 31.01.85; Опубл. 30.08.86. Бюл. №32.

103. Полак А.Ф., Бабков В.В., Андреева Е.П. Твердение минеральных вяжущих веществ. Уфа: Башк. кн. изд-во, 1990.

104. A.c. 1106893 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор для цементирования скважин / Т.М. Бондарук, М.М. Дячишин, И.И. Цюцяк, И.Б. Гиблинский, А.Б. Чабанович (СССР) №3501856; Заявлено 22.10.82; Опубл. 07.08.84. Бюл.№29.

105. A.c. 1682530 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Способ получения облегчающей добавки тампонажных растворов / В.А. Яковлев, Д.И. Швайка, Г.Х. Матвийчук, Ю.Л. Петровский (СССР) № 4692719/33; Заявлено 15.05.89; Опубл. 07.10.91. Бюл. №37.

106. A.c. 810943 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Способ приготовления облегченной тампонажной смеси для низкотемпературных скважин / A.A. Клюсов, В.А. Кулявцев, П.Т. Шмыгля (СССР) № 2764473/22-03; Заявлено 26.03.79; Опубл. 07.03.81. Бюл. №9.

107. A.c. 884368 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор для низкотемпературных скважин / A.A. Клюсов (СССР) -№2977877/22-03; Заявлено 25.08.80.

108. A.c. 979619 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный материал / Н.М. Хасанов, A.M. Панов, С.М. Баш (СССР) №3304129/22-03; Заявлено 18.06.81;1. Опубл. 07.12.82. Бюл.№45.

109. A.c. 1488436 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / В.Ф. Горский, Ю.Ф. Шевчук, А.К. Куксов, С.Б. Трусов, Ф.В. Пирус, В.А. Ларин, Е.И. Жмуркевич, Б.Н. Прокопец (СССР) №4303745/23-03; Заявлено 06.07.87; Опубл. 23.06.89. Бюл.№23.

110. A.c. 1138481 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный состав / Е.П. Катенев, A.A. Остапенко, Т.Н. Алексеенко, А.И. Бринцев (СССР) -№3613604/22-03; Заявлено 04.04.83; Опубл. 07.02.85. Бюл. №5.

111. Тампонажные цементы для Сибири и Дальнего Востока. /А.В.Киселев, Т.Я.Гальперина, Р.П.Иванова, Л.А.Гречко // Цемент. 1983. - № 12. - С. 11-12.

112. A.c. 1191558 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажная смесь / Т.Х. Муксинов, Ж.П. Саницкая (СССР) №3729403/22-03; Заявлено 11.04.84; Опубл. 15.11.85. Бюл.№42.

113. Каримов Н.Х., Хахаев Б.Н., Данюшевский B.C. и др. Вяжущие материалы, изготавливаемые из промышленных отходов и применяемые при креплении скважин. Обз-информ. Серия "Бурение", ВНИИОЭНГ, М., 1982, вып. 7.

114. A.c. 1320393 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор / П.Я. Зельцер, Е.Б. Камынина, Л.В. Николаева, В.В. Севостьянов, П.В. Каверзин, Л.Б. Ковалевич (СССР) №3967755/22-03; Заявлено 17.20.85; Опубл. 30.06.87. Бюл.№24.

115. A.c. 927 968 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный состав / В.Е. Ахрименко, В.А. Антонов, А.И. Булатов, Г.И. Гагай, В.А. Левшин, В.И. Мина-кова (СССР) №2731222/22-03; Заявлено 16.01.89; Опубл. 15.05.82. Бюл.№18.

116. Вялов В.В. Опыт использования облегчающих добавок с целью обеспечения подъема цементного раствора до устья скважин в один прием /Фролов A.A., Янкевич В.Ф., Вялов В.В. // Материалы науч. техн. совета ОАО «Газпром», 14 марта 2000 г. М., 2000г. С. 18-21.

117. Патент № 2288250 РФ. Облегченный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин / Белей И.И., Зиновьев В.М., Коновалов B.C., Вялов В.В. и др // Заявка № 2005115407: Заявл.20.05.05; Опубл. 27.11.06. Бюл. №33.

118. Патент № 2245989 РФ. Тампонажная смесь / Ипполитов В.В., Подшибя-кин В.В., Белей И.И., Вялов В.В. и др // Заявка № 2003126937: Заявл. 05.09.03; Опубл. 10.02.05. Бюл. № 9.

119. Кравченко И.В. Расширяющиеся цементы. М.: Госстройиздат, 1962. -164 с.

120. A.c. 80482 СССР. Способ получения расширяющегося цемента / П.П.Будников, В.Г.Скрамтаев. (СССР); Опубл. 1945, Бюл. № 13.

121. A.c. 87222 СССР, Способ получения тампонажного расширяющегося цемента / В.Д.Скрамтаев, Ю.Ю.Юдович (СССР); Опубл. 10.03.79.

122. Композиция облегченного цементного раствора для цементирования н/г скважин. Parcevaux Philippe, Sault Patrick. Dowell Schlum berger Inc.Пат. 4721160 США. Заявл. 19.08.85., №767002; Опубл. 26.01.88 МКИ С 04 В 2/35, НКИ 166/239.

123. A.c. 1518487 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченная тампонажная смесь / A.A. Клюсов, Ю.Т. Ивченко, Б.М. Блинов, В.В. Дворцов, A.A. Силаев, Н.Е. Карелина (СССР) №4305609/23-03; Заявлено 14.04.87; Опубл. 30.10.89. Бюл.№ 40.

124. A.c. 1361305 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный цементный раствор для крепления скважин / Н.К. Нацибулина, Ю.И. Терентьев, A.C. Утробин, Н.М. Алексеев (СССР) №3943160/22-03; Заявлено 23.05.85; Опубл. 23.12.87. Бюл. №47.

125. Клюсов A.A. К эффективности использования тампонажных растворов пониженной плотности. //ЭИ Геология, бурение и разработка газовых и морских нефтяных месторождений. 1985. - Вып. 10. - С. 9-11.

126. Гайворонский A.A., Цыбин A.A., Крепление скважин и разобщение пластов., М., Недра, 1981, 367 с.

127. Шадрин JI.H., Технология и организация крепления скважин., М., Недра, 1975, 342 с.

128. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности., Госгортехнадзор России, М., 1998, 160 с.

129. Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность. ВНИ-ИТнефть, Самара, 1991, 49 с.

130. Вялов В.В. Совершенствование технологий и технических средств для цементирования скважин месторождений Крайнего Севера /Фролов A.A., Овчинников В.П., Вялов В.В. // НТЖ «Нефть и газ». М, 2000, № 5, С. 38-43.

131. Вялов В.В. Разработка новой буферной жидкости для цементирования скважин / Рогов Е.А., Грачев В.В., Леонов Е.Г., Вялов В.В., Янкевич В.Ф. // НТЖ «Бурение и нефть». М. 2003, № 9, С.22-25.

Информация о работе

Вялов, Виталий Вячеславович
кандидата технических наук
Москва, 2010
ВАК 25.00.15

Диссертация

Исследование и усовершенствование технологии разобщения пластов газовых скважин в аномальных условиях - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы