Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Изучение процесса падения порового давления в цементных растворах при формировании цементного камня

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Изучение процесса падения порового давления в цементных растворах при формировании цементного камня"



"На правах рукописи

КОТЕЛЬНИКОВ СЕРГЕИ АЛЕКСАНДРОВИЧ

ИЗУЧЕНИЕ ПРОЦЕССА ПАДЕНИЯ ПОРОВОГО ДАВЛЕНИЯ В ЦЕМЕНТНЫХ РАСТВОРАХ ПРИ ФОРМИРОВАНИИ ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения

скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2012

і о иг, т

005016970

Работа выполнена в научно-исследовательской лаборатории буровых и тампонажных растворов и специальных жидкостей научно-исследовательского комплексного отдела бурения и исследования скважин Сургутского научно-исследовательского и проектного института нефтяной промышленности открытого акционерного общества «Сургутнефтегаз»

Научный руководитель: - Аверьянов Алексей Петрович

доктор технических наук

Официальные оппоненты: - Ипполитов Вячеслав Васильевич

доктор технических наук, ООО «Сервисный центр СБМ», заместитель генерального директора по науке - Маслов Валентин Владимирович кандидат технических наук, ОАО «Сервисный центр -Буровые технологии», генеральный директор

Ведущая организация: - Федеральное государственное бюджетное

образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)

Защита состоится 30 мая 2012 г. в Ю00 часов на заседании объединенного диссертационного совета ДМ 002.059.04 при Федеральном государственном бюджетном учреждении науки Институте машиноведения им. A.A. Благонравова Российской академии наук (ИМАШ РАН) по адресу: 119334, Москва, ул. Бардина, д. 4.

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

Автореферат разослан 28 апреля 2012 г. Учёный секретарь

диссертационного совета, ^

доктор технических наук —- А.П.Аверьянов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Одним из наиболее важных этапов строительства нефтегазовых скважин является разобщение пластов. Качество выполнения данного этапа во многом определяет долговечность и надёжность конструкции скважины, эффективность её эксплуатации.

На сегодняшний день качество разобщения пластов нефтегазодобывающих и нагнетательных скважин в ОАО «Сургутнефтегаз», по данным акустической цементометрии (АКЦ) входящей в обязательный комплекс геофизических исследований (ГИС), находится на среднем уровне. Согласно данным АКЦ, на долю «частичного» контакта цементного камня с обсадной колонной на месторождениях, расположенных в Западной Сибири, приходится от 35 до 52% для кондукторов, и 45-68% для эксплуатационных колонн, на долю «плохого» контакта приходится от 18 до 31% для кондукторов и 12-19% для эксплуатационных колонн, «отсутствия» контакта от 6 до 25% для кондукторов и 1-3% для эксплуатационных колонн.

Количество новых скважин с заколонными перетоками, по данным промыслово-геофизических исследований (ПГИ), составляет порядка 25%, что в целом подтверждает средний уровень качества разобщения пластов и актуальность вопроса его повышения.

Вопрос создания герметичной и долговечной крепи добывающих и нагнетательных скважин актуален для многих нефтегазодобывающих компаний. На сегодняшний день количество скважин с низким качеством сцепления цементного камня с обсадной колонной, межколонными и заколонными давлениями, обводнением продукции, образованием техногенных залежей, проявлениями в виде грифонов и другими аварийными ситуациями составляет порядка 40-80 % (Балаба В.И., Паросоченко С.А., Жадан Ю.Г.).

Качество разобщения пластов во многом зависит от свойств применяемых тампонажных растворов и физико-химических процессов, протекающих в

твердеющем тампонажном растворе в скважинных условиях.

3

В области изучения процессов формирования цементного камня в скважинных условиях и установлении причин межколонных перетоков большой вклад внесли такие ученые и специалисты как: Аверьянов А.П., Агзамов Ф.А., Булатов А.И., Бережной А.И., Данюшевский B.C., Измайлов Л.Б., Каримов Н.Х., Кошелев А.Т., Кузнецов Ю.С., Мавлютов М.Р., Малеванский В.Д., Овчинников В.П., Поляков В.Н., Рябоконь С.А., Соловьев Е.М., Титков Н.И., Юсупов И.Г., Федоров В.Н. и многие другие.

На сегодняшний день одной из недостаточно освещенных проблем остаётся изучение процессов, происходящих в заколонном пространстве скважины при изменении давления в столбе тампонажного раствора в период превращения его из жидкого состояния в твёрдое. Данный процесс является определяющим для обеспечения герметичности системы «скважина - флюидонасыщенный пласт».

Цель работы - повышение качества разобщения пластов нефтяных и газовых скважин разработкой рецептур тампонажных растворов с улучшенными изолирующими свойствами, на основе изучения процесса изменения порового давления в цементных растворах при формировании цементного камня.

Основные задачи исследований

(.Анализ качества разобщения пластов и проблем создания герметичной крепи в ОАО «Сургутнефтегаз».

2. Создание методики и модернизированных лабораторных установок для проведения экспериментальных исследований процесса изменения порового давления в цементных растворах в период ОЗЦ.

3. Проведение экспериментальных исследований в условиях, приближенных к скважинным, и обработка их результатов.

4. Разработка тампонажных композиций для обеспечения герметичности закОлонного пространства нефтяных и газовых скважин.

5. Промысловые испытания, разработка научно-технической документации, методики оценки качества разобщения пластов нефтяных и газовых скважин.

Научная новизна работы

1. С учётом прямого и обратного массопереноса при изменении репрессии на

депрессию в процессе перехода тампонажного раствора из жидкого состояния в

4

твёрдое выявлено превалирующее влияние показателя водоотдачи тампонажного раствора на указанные процессы.

2. Выработана научно обоснованная концепция создания рецептур тампонажных растворов с улучшенными изолирующими характеристиками.

3. Научно обоснована методика проведения лабораторных исследований недостаточно изученного процесса твердения различных тампонажных материалов в условиях изменения порового давления исследуемых образцов.

Практическая ценность работы

1. На основании изучения процесса изменения гидростатического (порового) давления в тампонажных растворах в период ОЗЦ выявлено, что одним из основных факторов формирования негерметичного заколонного пространства является его падение.

2. Разработаны и апробированы в промысловых условиях рецептуры тампонажных растворов, обеспечивающих создание герметичной крепи нефтяных и газовых скважин.

3. Предложена методика расчета обобщенного показателя качества разобщения пластов нефтяных и газовых скважин по промысловым данным. Разработан и введён в действие стандарт общества СТО 239-2010 «Система контроля качества строительства скважин».

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и

обсуждались на XXVI научно-технической конференции молодых ученых и

специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» (Сургут, 2006), VI конференции молодых

специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанные с

пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного

округа - Югры (Ханты-Мансийск, 2006), XXIX научно-технической конференции

молодых ученых и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз», (Сургут, 2009), IX

научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с

трудноизвлекаемыми запасами» (Небуг, 2009), Всероссийской научно-технической

конференции, посвященной 45-летию Тюменского топливно-энергетического

комплекса и 80-летию Грайфера Валерия Исааковича (Тюмень, 2009 г.), Ученом

5

Совете СургутНИПИнефть (Сургут, 2012), расширенном заседании кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» ТюмГНГУ.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 14 печатных изданий, в том числе один патент на изобретение и три публикации в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения, изложенных на 121 странице текста, в том числе содержит 30 рисунков, 18 таблиц, 1 приложение, включает список использованных литературных источников из 138 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы цель и задачи исследований, определена научная новизна, практическая значимость результатов.

В первой главе диссертации выполнен анализ геолого-технических условий строительства скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». На основании данных АКЦ проведена оценка эффективности применения различных технологий крепления, оснастки обсадных колонн и применяемых тампонажных материалов.

Основная часть нефтегазовых месторождений компании размещена в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Основной особенностью разреза является исключительно терригенный его состав и частое чередование водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов.

Продуктивные пласты месторождений Западной Сибири характеризуются низкими фильтрационно-ёмкостными свойствами (проницаемость в среднем составляет 0,8-10"3 мкм2), по своей структуре являются низкокондиционными и относятся к трудноизвлекаемым запасам, что в дальнейшем предопределяет применение таких методов интенсификации нефтеотдачи как гидроразрыв пласта (ГРП), соляно-кислотная обработка (СКО) и др. Малая мощность перемычки между водоносными и газонефтенасыщенными пластами (около 1 м) предъявляет повышенные требования к качеству крепления и их надежному разобщению.

Пластовые температуры и давления на большинстве месторождений

нормальные (фоновые, температурный градиент 2,5-3,0 °С/100 м), исключение

6

составляют Рогожниковское, Ай-Пимское и некоторые другие месторождения, характеризующиеся наличием аномально высоких пластовых давлений (АВПД=1,3 и более) и высоких температур (до 130 °С).

Отличительной особенностью месторождений Восточной Сибири является преимущественно карбонатный разрез, аномально-низкие пластовые давления (АНПД=0,9), низкие положительные температуры (на глубине 1100-1200 м по вертикали пластовая температура составляет 14-15 °С) и наличие зон разуплотнения горных пород, характеризующихся полным поглощением технологических жидкостей (без выхода циркуляции) на глубинах 180-250 м, и 1100-1600 м.

Для разработки месторождений, расположенных в Западной и Восточной Сибири, в большинстве случаев применяется двухколонная конструкция скважин, без учета «направления». Различие состоит в разных глубинах спуска обсадных колонн и их оснастке. В скважинах Западной Сибири «кондукторы» преимущественно спускают на глубину до 900 м по вертикали, в Восточной Сибири - на глубину до 450 м. Эксплуатационные колонны на месторождениях Западной Сибири спускают на глубину до 3000 м, Восточной Сибири - до 1300 м по вертикали. Для цементирования обсадных колонн применяются облегченные тампонажные растворы плотностью 1500-1540 кг/м3 и тампонажные растворы нормальной плотности 1800-1940 кг/м3.

В таблице 1.1 приведены значения пластовых температур и глубин спуска обсадных колонн на основных разрабатываемых месторождениях.

Таблица 1.1

Значения пластовых температур и глубин спуска колонн

№ Наименование месторождения Геолого-технические условия

для кондукторов для эксплуатационных колонн

температура, °С глубина, м температура, °С глубина, м

1 Восточно- Сургутское 22,6 785 96,5 2867

2 Русскинское 23,5 769 94,6 3143

3 Федоровское 22,2 740 88,7 2955

4 Западно- Камынское 24,3 777 102,9 2950

5 Северо- Лабатыоганское 22,1 788 87,6 3000

6 Рогожниковское 44,8 978 128,7 3097

7 Талаканское (Якутия) 5,0 424 14,8 1200

Оценка качества разобщения пластов проведена на основании результатов АКЦ, так как данный метод входит в обязательный комплекс геофизических исследований (ГИС) всех скважин, в то время как такие методы ГИС как: гамма-гамма-плотностная цементометрия, цементометрия, акустический скважинный телевизор, проводятся только в разведочных скважинах, скважинах с нефтегазовой залежью, либо выборочных вертикальных.

В работе приведены результаты АКЦ по «кондукторам», зацементированным с применением экранирующих устройств и без них, эксплуатационным колоннам с применением различной технологической оснастки, «кондукторам» и эксплуатационным колоннам скважин, зацементированным с применением различных цементов и их сочетаний. В период с 2006 по 2010 год было зацементировано более 15000 «кондукторов» и эксплуатационных колонн с применением тампонажных растворов различных плотностей, приготовленных на основе таких марок цементов как: ПЦТ II-50, ПЦТ 1-100, ПЦТ ДО-ЮО, ЦТОА-1-50, ШПЦС, ЦТВА 1-160, ЦТТС, ПЦТ I-G-CC1. Отдельно приведены сравнительные результаты АКЦ по скважинам, зацементированным с применением осреднительных ёмкостей и без их применения.

В результате выполненного анализа установлено, что практически независимо от типа применяемых тампонажных материалов, оснастки обсадных колонн, технологии затворения тампонажных цементов и цементирования скважин, качество разобщения пластов на месторождениях Западной Сибири находится на среднем уровне. В основном характер сцепления цементного камня с обсадными колоннами по данным АКЦ характеризуется как «плохой» и «частичный», суммарная доля которых составляет более 60 % (таблица 1.2). Более высокое качество крепления обсадных колонн, но также практически независимо от технологии цементирования, наблюдается на месторождениях Восточной Сибири, где доля «сплошного» контакта цементного камня с обсадной колонной составляет: для кондукторов - 60-70%, для эксплуатационных колонн 80-90%, (таблица 1.2), несмотря на низкие положительные пластовые температуры и аномально-низкие пластовые давления.

Таблица 1.2

Результаты акустической цемеитометрии на некоторых месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»

Характер сцепления цементного камня с

обсадной колонной по результатам

акустической цементометрии. м, (%) Количество

№ Наименование месторождения Количество анализируе мых скважин Ед. по кондуктору по эксплуатационной колонне заколонных перетоков по данным Г1ГИ

не определён1 отсутствует плохой частичный сплошной не определён! отсутствует плохой частичный „ сплошной проведённым на 199 скважинах

По месторождениям Западной Сибир И

Восточно-Суріутское 199 м 21 45 173 379 124 3 38 369 493 16

% 3 6 23 51 17 0 2 15 62 21

2 Русскинское 180 м 22 57 136 296 153 2 45 458 1688 281 21

% 3 9 21 45 23 0 2 19 68 11

3 Федоровское 158 м 20 41 156 352 140 40 24 284 1324 712 7

% 3 6 22 50 20 2 1 12 56 30

4 Ай-Г1имское 28 м 30 89 135 214 46 3 37 291 946 454

% 6 17 26 42 9 0 2 17 55 26

5 Жумажановское 51 м 40 168 192 232 39 4 65 295 1257 829

% 6 25 29 35 6 0 3 12 51 34

6 Западно-Камъшское 27 м 18 57 119 345 128 24 59 349 1264 271

% 3 9 18 52 19 1 3 18 64 14

7 Северо-Лабатыо ганское м 33 129 205 248 40 4 41 302 1228 675 0

% 5 2« 31 38 А 0 2 13 55 30

8 Рогожииковское 107 м 17 164 217 306 73 1 32 320 870 716 0

% 2 21 28 39 9 0 2 16 45 37

По месторождениям Восточной Сибири

9 Талаканское 93 м 46 59 13 62 388 9 45 13 152~~ 897 0

% К 10 2 11 68 I 4 1 14 80

Существующий уровень качества цементирования обсадных колонн является недостаточным для обеспечения герметичности крепи, так как в дальнейшем при освоении скважин, в процессе проведения ГРП (операция ГРП проводится на 7590 % скважин вводимых в эксплуатацию), кислотных или других обработок, эксплуатационная колонна и цементный камень испытывают большие знакопеременные нагрузки (давление при ГРП составляет от 17,4 до 60,5 МПа), приводящие к дальнейшему снижению качества цементирования и способствующие нарушению герметичности крепи. По результатам проведённого анализа данных АКЦ до и после ГРП качество контакта цементного камня с обсадной колонной в среднем ухудшается от 40 до 60 м вверх и вниз от интервала

перфорации обсадной колонны. Из-за низкого качества крепления при проведении ГРП происходит движение технологической жидкости по заколонному пространству вдоль обсадных колонн с формированием трещины разрыва в непродуктивных выше или нижележащих горизонтах и нарушением системы разработки месторождения в целом, что подтверждается данными ПГИ,

Во второй главе рассмотрены причины и факторы, влияющие на герметичность крепи скважин, традиционные методы повышения качества крепления обсадных колонн. Проанализированы классические представления о процессах твердения цементного камня и переходе его из жидкого состояния в твердое. Основное внимание уделено теории процесса изменения порового давления и миграции газа через цементный раствор и камень. Приведены основные методики и результаты исследований структурно-реологических и физико-химических свойств, применяемых тампонажных растворов и цементного камня.

Из опыта известно, что даже при соблюдении всех требований, которые выработала практика к качеству тампонажных материалов и процессу цементирования, происходили затрубные газо-нефте-водопроявления.

Анализируя результаты научных работ в области качества строительства скважин, можно сформировать пять основных причин низкого качества крепления обсадных колонн:

1. Неполное вытеснение промывочной жидкости тампонажным раствором.

2. Наличие рыхлой глинистой корки на стенках скважины.

3. Кавернозность ствола скважины, наличие поглощающих горизонтов, трещиноватость пород, неустойчивость стенок скважины и извилистый профиль ствола скважины.

4. Несоответствие применяемых тампонажных материалов горногеологическим условиям.

5. Снижение гидростатического давления (порового давления) столба твердеющего тампонажного раствора на пласт ниже пластового давления.

Из всех вышеприведённых причин формирования негерметичной крепи

скважин, недостаточно изученным остаётся процесс снижения порового давления

в тампонажном растворе ниже пластовых давлений, происходящий в период

10

ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ), несмотря на то, что данный процесс является одним из основных условий миграции пластового флюида в заколонном пространстве, способствующий формированию негерметичной крепи.

При твердении тампонажного портландцемента происходят сложные физико-химические процессы, являющиеся результатом взаимодействия клинкерных фаз и гипса с водой. Каждая фаза клинкера вступает в реакцию с водой, образуя с характерной для неё скоростью, новые гидратные соединения. Существующие в настоящее время теории твердения тампонажных портландцементов (А. Ле Шателье, В. Михаэлиса, А. А. Байкова и др.) развивают преимущественно физико-химические представления о механизме образования гидратных соединений и твердения смесей вяжущих веществ с водой при их взаимодействии друг с другом.

Несмотря на различные теории твердения цементного камня, можно отметить общие для всех теорий стадии физических состояний тампонажных растворов в скважине:

- в период прокачивания тампонажного раствора в скважину и начальный момент ОЗЦ столб цементного раствора представляет собой тампонажную суспензию, состоящую из дисперсионной среды - жидкости затворения и взвешенной в ней дисперсной фазы - частиц тампонажного цемента. В данном промежутке времени, сразу же после прокачивания цементного раствора в скважину, весь столб цементной суспензии оказывает давление на стенки ствола скважины;

- в процессе гидратации тампонажного цемента, по одной из вышеприведенных теорий, и в результате протекания внутрискважинных процессов происходит выход дисперсной фазы из взвешенного состояния. В результате выхода дисперсной фазы из взвешенного состояния происходит снижение давления, оказываемого на стенки ствола скважины столбом цементной суспензии до давления, создаваемого только дисперсионной средой.

В результате многочисленных экспериментальных работ, направленных на

исследование процессов твердения тампонажного раствора в условиях

взаимодействия с «напорным пластом», авторы делают вывод: падение порового

11

давления в твердеющем тампонажном растворе до значений гидростатического давления и ниже происходит за счёт структурообразования, седиментации и контракции цементного раствора-камня и его «зависания» на стенках скважины и обсадной колонны и составляет 80 - 180 минут в зависимости от рецептуры тампонажного раствора. На основании полученных данных авторы разрабатывают мероприятия по быстрому набору структурной прочности тампонажного раствора, создания дополнительного давления на цементный раствор, регулирование сроков схватывания по высоте столба, повышения плотности жидкости затворения и т.д.

В целях изучения процесса изменения порового давления и кинетики структурообразования применяемых в ОАО «Сургутнефтегаз» тампонажных растворов проведены серии экспериментов по определению основных технологических параметров, регламентируемых ГОСТ 1581-96, и дополнительно определены такие параметры, как расширение цементных растворов, газопроницаемость цементного раствора и полученного камня, рост прочности структуры цементного раствора-камня, измерение порового давления в цементном растворе.

Исследования по определению основных структурно-реологических и физико-механических свойств тампонажных растворов-камня проведены по методикам согласно ГОСТ 26798.1-96 «Цементы тампонажные. Методы испытаний».

Исследования по расширению цементного камня, кинетики роста прочности структуры цементного раствора, газопроницаемости цементного камня проведены согласно разработанным методикам и инструкциям по эксплуатации оборудования.

Исследования по определению газопроницаемости цементных растворов проводились на приборе «Тестер миграции газа». Данный прибор позволяет моделировать условия, приближенные к скважинным: температуру, гидростатическое давление, пластовое давление, градиенты давления, создающие поток газа через столб цемента.

Технологическая схема прибора «Тестер миграции газа» представлена на

рисунке 2.1. Применяемая лабораторная испытательная ячейка имитирует

12

цементное кольцо между создающим давление нефтегазоносным песчаным пластом и проницаемой зоной более низкого давления.

Условия проведения эксперимента на «Тестере миграции газа»:

- Температура - 20,75 °С в зависимости от марки цемента.

- Давление поглощающего проницаемого пласта 3,1 МПа (Р1).

- Гидростатическое давление 5,1 МПа (Р2).

- Давление флюидонапорного пласта 3,6 МПа (РЗ).

Исследования на «Тестере миграции газа» позволяют определить целый комплекс параметров для каждого конкретного состава тампонажного раствора, а именно: водоотдачу, момент внедрения газа в цементный раствор, количество прошедшего газа, поровое давление и его изменение в процессе испытания.

Рисунок 2.1 - Технологическая схема прибора «Тестер миграции газа

в цементном растворе» Порядок проведения эксперимента:

Приготовили цементный раствор согласно ГОСТ 26798.1-96 и кондиционировали его на консистометре в течение 30 минут, после чего поместили его в ячейку 1, предварительно закрепив дно ячейки 2. Далее закрепили датчик измерения давления 3 в ячейке, установили поршень 4, крышку 5 и подсоединили узлы 6,7, 8 к азотной линии прибора. Далее с помощью регуляторов

13

давления 9 создали давления согласно выбранным условиям эксперимента. В процессе эксперимента фиксируются такие показания как: положение поршня, объём фильтрата, давление в ячейке, объём прошедшего через цемент газа.

Из результатов выполненных лабораторных исследований следует, что применяемые рецептуры тампонажных материалов отвечают требованиям ГОСТ 1581-96, технологичны - время загустевания находится в пределах, необходимых для проведения цементирования обсадных колонн, седиментационно устойчивы -обладают низкими значениями водоотделения. По результатам опытов по определению физико-механических свойств тампонажных растворов можно сделать вывод, что начало структурообразования применяемых тампонажных растворов начинается от 120 до 300 минут, в зависимости от температурных условий. Наиболее интенсивный набор прочности структуры тампонажных растворов происходит в течение 120-180 минут после начала процесса структурообразования. Предел прочности на сжатие цементных образцов, приготовленных на основе применяемых в компании тампонажных портландцементов, составляет от 5,0 до 20,0 МПа в зависимости от типа цемента и условий проведения эксперимента.

В таблице 2.1 приведены результаты определения степени расширения тампонажного камня, полученного из различных цементов в атмосферных условиях и при воздействии температур и давлений. По результатам исследований расширения тампонажного раствора следует вывод: способностью расширения обладают только расширяющиеся тампонажные материалы, причём расширение происходит только в атмосферных условиях, при повышении давления и температуры расширение тампонажных цементов не происходит.

Таблица 2.1

Результаты определения расширения цементного камня

№ п/п Марка цемента Добавка В/С Условия опыта Расширение, %

температура, 1, °С давление, Р, МПа

1 2 3 4 5 6 7

Применяемые тампонажные материалы

1 ЦТОА-І-50 (новал) - 0,75 22 0 -0,9

2 ЦТОА-І-50 (новал) - 0,75 75 0 4

3 ПЦТ-ІІ-50 тех, вода 0,55 22 0 -0,5

4 ПЦТ- ІІ-50 - 0,8 60 0 -1,15

продолжение таблицы 2.1

1 2 3 4 5 6 7

5 ПЦТ-11-50 - 0,8 75 0 -1,00

6 ЩТ-І-100 - 0,5 75 0 0,45

7 ЦТВА-1-160 - 0,48 75 0 0,8

8 ЦТВА-1-160 - 0,48 120 40 0

9 ПЦТ-1-С-СС-1 0,44 22 4 -3

10 ПЦТ-1-С-СС-1 - 0,44 38 0 -0,9

11 ПЦТ-1-С-СС-1 - 0,44 60 0 -0,3

12 ІЦТ-1-С-СС-1 - 0,44 75 28,5 -0,3

13 7ЦТ-1-С-СС-1 - 0,44 120 0 -0,15

Опытные тампонажные материалы

14 ЦТР-1-100 - 0,5 75 0 1,17

15 РТМ-75 НТФ-0,02% 0,41 75 0 >10

16 ЦТО ЛсП\е 5-50 КМ - 0,75 22 0 -1,45

17 ЦТО Асте 5-50 КМ - 0,75 75 0 5,1

18 1МК (магнез) - 0,9 22 0 -0,65

19 Магцем-С - 0,9 22 0 -1,55

20 ЦТ АР - 0,43 75 0 0,5

21 ЦТОР - 0,66 22 0 -0,9

22 ЦТОР - 0,43 22 0 0,5

23 ЦТРО 'Тиіішіх" - 0,9 22 0 -2,15

24 РТП - 0,5 75 0,1 -1

25 2УТМ(Л) 1500-50 - 0,65 22 0 -0,2

26 :утм 1750-75 - 0,55 75 0 5,7

27 :утм (сл) мзлп 1200-50 - 0,65 22 0 4,6

28 :УТМ (СЛ) 1250-50 - 0,8 22 0 -0,3

29 ;утм (обл) 1500-50 - 0,67 22 0 2,5

30 ПЦТ-Ш-Об 5-50 (КЗПС) - 1,1 22 0 >-10%

31 ПЦТ-ІІІ-Об 4-50 (КЗПС) - 1 22 0 -8%

32 ГЦ "Пласт-Г - 0,52 75 0 3,7

33 ?ТМ-П - 0,44 75 0 3,05

По результатам газопроницаемости тампонажного камня (таблица 2.2) можно сделать вывод, что в лабораторных условиях применяемые тампонажные материалы способствуют формированию низкопроницаемого цементного камня.

Таблица 2.2

Газопроницаемость цементного камня

№ п/п Рецептура тампонажного раствора Проницаемость цементного камня, мД

1 86% ПЦТ 11-50+14% ПБМБ+4% СаС12, В/Ц=1,0 2 суток- 2,1524; 2 суток -2,2806

2 ПЦТ ІІ-50, В/Ц=0,5 1сутки-0,4955; 7сугок-0,6497; 14суток-0,5626; 28 сугок-0,5626

3 ЦТОА 1-50, В/Ц=0,75 2 суток - 0,2001; 2 суток - 0,3297

4 ПЦТ 1-100, В/Ц=0,5 1сутки 0,2270; 7суток 0,4612; 14суток-0,1925; 28 суток-0,2256

5 ПЦТ-1-С-СС-1, В/Ц=0,44 1сугки 0,2017; 7сугок 0,1912; 14суток-0,1854; 28 суток-0,1911

6 ЦТВА 1-160, В/Ц=0,48 1сутки 0,2453; 7суток 0,2126; 14суток-0,1795; 28 суток-0,2220

На рисунках 2.2-2.4 приведены результаты испытаний на «Тестере миграции газа» наиболее часто применяемых рецептур тампонажных растворов.

Как видно из графиков, исследованные рецептуры можно охарактеризовать общими процессами фильтрации газа (кривая зелёного цвета), водоотдачи (кривая чёрного цвета) и падения порового давления (кривая красного цвета). В результате проведённых исследований установлено, что время начала фильтрации газа в среднем составляет не более двух минут, независимо от марки тампонажного цемента. При более детальном рассмотрении полученных результатов можно предположить следующую картину, происходящую в условиях, приближенных к скважинным: после продавливания цементного раствора в затрубное пространство и оставления его в покое тампонажный раствор оказывает значительную репрессию на стенки скважины (на практике от 6 до 48 МПа), создавая при этом градиент давлений, направленный в сторону окружающих горных пород. Традиционно применяемые цементные растворы характеризуются высокими значениями водоотдачи (при перепаде ОД МПа, из цементного раствора, менее чем за одну минуту, отфильтровывается от 25 до 60 % воды затворения). В нашем случае, в среднем отфильтровалось порядка 80-120 мл жидкости затворения, что составляет 25-40%, при этом водоцементное отношение в среднем снизилось с 0,5 до 0,25-0,30.

В процессе водоотдачи происходит спрессовывание цементных частиц с формированием пористой высокопроницаемой массы. В скважинных условиях, после закачивания цементного раствора, неконтролируемый уход воды из раствора в пласт так же выражается в уменьшении объёма цементного раствора и разрыве сплошности столба цементного раствора, в нашем случае уменьшение объёма цементного раствора составляет от 14 до 32%.

Одновременно с процессом водоотдачи происходит падение порового

давления в тампонажных растворах, причём падение давления происходит менее

чем за одну минуту после оставления цементного раствора в покое. Согласно

графику, представленному на рисунке 2.2, по истечении 10 секунд после начала

опыта начинается фильтрация жидкости затворения, в результате чего происходит

уменьшение объёма тампонажного раствора, в то же время начинается

16

проникновение газа в тампонажный раствор. Однако, даже при фильтрации жидкости затворения и проникновении газа в тампонажный раствор, поровое давление находится на одном уровне, это говорит о том, что тампонажный раствор ещё представляет собой суспензию с взвешенными частицами цемента. Однако по истечении 20 секунд опыта начинается падение порового давления, которое продолжается в течение 25-28 секунд, до величины давления моделирующего газонаполненный пласт - 3,6 МПа. После стабилизации порового давления на одном уровне и уменьшения, практически остановки, процесса водоотдачи, начинается интенсивная миграция газа через тампонажный раствор.

После снижения порового давления начинаются процессы миграции пластового флюида (газа) в цементный раствор. Скорость прохождения газа зависит от величины градиента давлений, плотности упаковки цементных частиц, наличия оставшейся воды и её структурно-реологических свойств.

1 величина порового давления, psi; положение поршня, мм; —■ объем вышедшего фильтрата, см3; "объем вышедшего газа, см

Рисунок 2.2 Результаты исследования тампонажного раствора приготовленного на основе цемента марки ПЦТII-50, при В/Ц=0,5

Исследования рецептур, приготовленных на основе тампонажных портландцементов марок ПЦТ 11-50 и ПЦТ 1-100, ПЦТ I-G СС-1, ЦТОА-1-50, ЦТВА 1-160, показали, что падение порового давления происходит менее чем через одну минуту, при этом происходит интенсивная водоотдача жидкости затворения и прорыв газа через тампонажный раствор (таблица 2.5).

^ величина порового давления, psi; ^чіоложение поршня, мм;

объем вышедшего фильтрата, см3;-" объем вышедшего газа, см3

Рисунок 2.3 Результаты исследования тампонажного раствора приготовленного на основе цемента марки ПЦТ1-100, при В/Ц-0,5

Наличие газового фактора усиливает скорость вытеснения остаточной жидкости затворения из формирующейся пористой цементной массы, тем самым снижая поровое давление ещё ниже, увеличивая размеры миграционных каналов и препятствует созданию прочной, герметичной и долговечной крепи.

1000- владо- гз~ *в- Vies«- 7.5-«00- 1007 SB- 12J5-700- 15Л- 1 б» І гов 1 S50- s T2JS- VÉI Mil Hlllffl іррц .....-.....LllMMIM. •-'■rï-iBtl хттЯ —• -200 -1000 шШ|{ -і* -«в |4|[|gio -чоо |ff|j Ц§> -ose ві"-«« еоо 1+Ш -1ІЮ -750 Шж-і4° "7о° їїшїїм* г"650 -.zof-«» £ f f -»10«-SSO «

і S 450-2 ZJS- 1 «.-S».- JM-1 Szs- 2S0- 1U-20в- 4ЄЛ-ISe- «4100- «SJJ ofteo ц 11 1ШЖШД 1- Hl ІШІЙ ІІІІІІІІДтвдш СОЄ ООЯО-.ІО OOiXfcZO { вяоэо ооллчо oot тн і . ... ЩЩЩш IIP* ДІІМІШМЖ- МО ООЯІЯО OttOllo Овя'і.20 ооя ■■»і— І -90 jf -450 [ШїїШ Ш t'400 тай -з» -60 -300 jj-Щ ш -250 Щ|Г-Зв -150 fjff -20 -100 ТІТТТ'Н гзщ ,-о -о

величина порового давления, psi; —положение поршня, мм; ^ объем вышедшего фильтрата, см3;-' объем вышедшего газа, см3

Рисунок 2.4 Результаты исследования тампонажного раствора приготовленного на основе цемента марки ПЦТ 1-G-CC1, при В/Ц-0,44

На следующем этапе исследований модернизировали установку, предварительно приготовив цилиндрические формы диаметром 1,5 и 3,0 см и высотой 1,5 и 3,0 см соответственно, и поместили их в ячейку прибора. Полученные образцы цементного камня, на основе цемента марки ПЦТ 11-50, поместили в пропарочную камеру надвое суток твердения, с целью последующего

определения физико-механических характеристик и проницаемости полученного образца.

После извлечения образца (через 48 часов твердения) не удалось определить его прочностные свойства по причине хрупкости и разрушения образца цементного камня.

В результате экспериментов получили цементный камень с низкими физико-механическими свойствами и проницаемостью по газу более 2500 мД. Данный факт объясняется тем, что если цемент твердеет в водных условиях, то через капиллярные и контракционные поры он может впитывать воду, требуемую для полной гидратации, но необходимо, чтобы объем этих пор был достаточен для размещения продуктов гидратации. Это возможно при В/Ц = 0,38, при меньших В/Ц полная гидратация цемента невозможна.

С целью оптимизации свойств тампонажных растворов в части повышения изолирующих способностей проведены исследования различных водоудерживающих и газоблокирующих добавок. Основные результаты исследований тампонажных растворов на «Тестере миграции газа» приведены в таблице 2.3.

Из всех исследованных добавок наибольшей тампонирующей способностью обладают тампонажные цементы с добавкой сульфированных сополимеров Atren Premium-0,6-0,7%, AQU 3767-0,8%, Atren GMP-1,1- 2%, AQU D-0,95%.

Некоторые результаты исследования тампонажных растворов данных рецептур приведены на рисунках 2.5-2.7.

Таблица 2.3

Результаты исследования различных рецептур тампонажных растворов на тестере

миграции газа

№ п/п Тип цемента Добавка В/С Температура, °С Результат

Продолжительн ость теста, час-мин-сек V фильтрата, мл V газа, мл

1 2 3 4 5 6 7 8

1 ПЦТ-ІІ-50 БД 0,5 22 00-03-10 109,5 118,9

2 ПЦТ-ІІ-50 газоблокатор-15% 0,5 22 00-23-54 107,5 119,0

3 ПЦТ-ІІ-50 AQU 3767-0.8% 0,5 22 05-00-00 34,2 54,6

4 ПЦТ-ІІ-50 Atren GMP-1.1-2% 0,5 22 06-19-00 17,0 10,1

продолжение таблицы 2.3

1 2 3 4 5 6 7 8

5 ПЦТ-И-50 Натросол - 0.25% 0,5 50 00-03-20 84,7 185,8

6 ПЦТ-И-50 AQU D-0.95% 0,5 22 07-00-00 28,6 29,0

7 ПЦТ-Н-50 Atren Premium-0,7% 0,5 22 05-30-00 25,1 15,3

8 ПЦТ-И-50 Atren Premium-0,6% 0,5 22 04-30-00 49,8 29,3

9 ПЦТ-Н-50 Atren GMP-1.3-2% 0,5 22 00-03-20 103,4 149,5

10 ПЦТ-1-100 БД 0,5 75 00-01-50 90,6 151,3

11 ПЦТ-1-100 БД 0,5 120 00-01-52 62,5 225,7

12 ПЦТ-1-100 Atren Premium-0,7% 0,5 75 >6ч 45 4

13 ПЦТ-1-G-CC-l БД 0,44 100 00-00-45 12,9 256,2

14 ПЦТ-1-G-CC-l Atren Premium-0,7% 0,55 75 >6ч 45,8 0,2

15 ЦТОА-1-50 Atren Premium-0,7% 0,7 22 >6ч 45,1 13,3

16 ЦТВА 1-160 Atren Premium-0,7% 0,5 90 >6ч 25 4,5

Рецептуры тампонажных растворов с применением данных

газоблокирующих добавок рекомендованы для проведения опытно-промысловых работ на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз».

ion "-'а^-г^^-птгт'тгтттт «в- и- Ч4 7JO- irilij|Hfl 1 —-!»-■ Mi УЖГОЙ s "-s "gtffl fit ДМ t: i яо-gtu-: ЩН-НШН-Ш" £ llf JfR щшш™ 1fr ilf flüt i-Mlll Щ -ZW -IM -170 -IM -вот —г— s -110 n -SSO s -60 -300 -30 -ISO -го -ieo

ï «-¡M- ; 'ГВРЩ!: ЗИ- 3SJÏ- Ш ЦП Ш - г»- зis- twimmmmiif —- jijliИ,1 «в- £ IM oftoœoe 00-.ЭОЯО 01:01*00 _ îalfcoo «мм Tkn tOO СЮХМ Ю fllffff ШШ — ■*mm азомi iMflikoo tflfflf Iii ÜJ!H 1 tWr ffillll [|М

i— величина порового давления, psi; положение поршня, мм;

объем вышедшего фильтрата, ем3;1™ объем вышедшего газа, см3

Рисунок 2.5 - Результаты исследования тампонажного раствора приготовленного на основе цемента марки ПЦТ II-50 и добавки + Atren Premium-0,6%, при В/Ц-0,5

» в . ' : -X TSO- lis- -M SSB-j 17Л-1 «.-i»., S»-.zu- 2 я«-ДВ1 I f I f 1 "i .1. Trr Щ ; Щ ' -t ........f } " jï "I] WéW -200 -ÎOOO -I* -950 4-|ieO -900 -170 -050 ■•JIM -ООО -Î-Ï» -700 4-1.» g-MO ■•Ив"-sso rte

s sso-Sats-эво- JSÎ- -f- -[-------- à й ф# :-"T] | 1 p"]j"j j 'j"f -M S-00 ---[то -3SO

is»- «i- ; j j 4-4— j-Sj» -ISO

.. su,-. ООЯОЯО 00:1 SI » (»ЭОЛ «WO 0 :1SM о, ЮОО -LLJliLJJ-'lLllI otxsue отяоло reis ли -1 -10 -SO ,-0 -0

— величина порового давления, psi; —положение поршня, мм;

объем вышедшего фильтрата, см3;"1™ объем вышедшего газа, см3

Рисунок 2.6 - Результаты исследования тампонажного раствора приготовленного на основе цемента марки ПЦТ I-G-CC1 добавки + Atren Premium-0,6%, при В/Ц-0,5

— величина дарового давления, psi; ^чюложение поршня, мм; ^ объем вышедшего фильтрата, см3;"1 объем вышедшего газа, см3

Рисунок 2.7 Результаты исследования тампонажного раствора приготовленного на

основе цемента марки ПЦТ П-50 добавки + AQU 3767-0,8%, при В/Ц-0,5

В третьей главе описана методика оценки качества крепления обсадных колонн. Основой разработки методики послужил переход к безразмерным показателям, оценивающим качество по выбранным критериям (высота подъема тампонажного раствора за обсадной колонной, результаты исследований АКЦ, СГДТ, ЦМ, опрессовки колонн и межколонного пространства.). В некоторых случаях для перехода к безразмерному показателю была применена функция желательности, предложенная Харрингтоном и описанная в работе А.И.Булатова.

Ниже приведены некоторые основные этапы расчета показателей качества крепления.

1. Показатель оценки соответствия высоты подъема цемента за обсадной колонной.

Показатель оценки соответствия высоты подъема тампонажного раствора за обсадной колонной, цементируемой до устья, рассчитывается по формуле:

fc2 = exp[-exp(0.14-^-6.9l)J (3.1)

где кф - фактический уровень подъема цемента от устья (определяется по данным цементометрии), м.

При цементировании обсадной колонны нефтяных скважин, с перекрытием «башмака» предыдущей колонны на 150 м (пункт 2.7.4.11 ПБ 08-624-03), показатель оценки соответствия высоты подъема тампонажного раствора рассчитывается по формуле:

где - глубина спуска «башмака» предыдущей обсадной колонны, м; к„ -проектный уровень подъема цемента от устья, м; И,р - фактический уровень подъема цемента от устья, м.

2. Показатель оценки сплошности цементного камня в заколонном пространстве.

В случае применения двух типов тампонажных растворов (облегченного и нормальной плотности) показатель качества сплошности цементного камня в заколонном пространстве рассчитывается отдельно для каждого интервала по следующей формуле:

/,НН НН 1

где 91,2,3,4,5 - коэффициенты, соответствующие характеру заполнения заколонного пространства, выбираются в зависимости от применяемого типа тампонажного раствора (таблицы 3.1, 3.2); /1,2,3,4,5- суммарная длина интервалов с соответствующими характерами заполнения.

Обобщенный показатель качества сплошности цементного камня в заколонном пространстве, в случае применения двух типов цементов, кз рассчитывается по формуле:

к, =Ьо6 ■к?+Ь"°р"-к;"™ (3.4)

где Ь"", Ь""рм - коэффициенты весомости, определяемые экспертным методом в зависимости от типа обсадной колонны (Таблица 3.3).

Таблица 3.1

Значение коэффициента Ці,г.з,4.5 для интервала расположения тампонажного _раствора плотностью 1500-1520 кг/м3_

Характер заполнения Обозначение Значение коэффициента, q

Цемент, канал в цементе, неоднородный цемент Чі 1,00

Гельцемент 42 1,00

Канал в гельцементе 44 0,83

Неоднородный гельцемент 4з 0,58

Нет цемента, не ясно 45 0,00

Таблица 3.2

Значение коэффициента ¿//^^д для интервала расположения тампонажного _раствора плотностью 1800-1820 кг/м3_

Характер заполнение Обозначение Значение коэффициента, с/

Цемент 1,00

Канал в цементе 0,83

Неоднородный цемент Яз 0,58

Гельцемент 44 0,34

Неоднородный гельцемент, нет цемента, не ясно Р5 0,00

Таблица 3.3

Коэффициенты весомости для различных обсадных колонн и типов тампонажных __растворов_

Обсадная колонна Весомости для типов тампонажных растворов, Ь

цементный раствор р=1500 кг/м3 цементный раствор р=1800 кг/м3

1 кондуктор 0,3 0,7

2 техническая 0,4 0,6

3 эксплуатационная 0,2 0,8

3. Показатель оценки степени центрирования обсадной колонны рассчитывается по следующей формуле:

=ехр[-ехр(йс-й)] (3.5)

где с - максимальный эксцентриситет обсадной колонны в интервале между продуктивным пластом и источником обводнения;

Для обсадных колонн 146 мм: а = - 4,60, Ь = 5,89, для обсадных колонн 168 мм: а = -4,60, Ь =6,38.

4. Показатель качества сцепления цементного камня с обсадной колонной к5 рассчитывается по формуле, предложенной НПО «Бурение»:

, 1 ■ /, + 0,7 ■ /г + 0,3 • /, + 0 • /„ к>- /, + /, + ', + '« <3-6>

где /;, 12,1з, и - длины участков соответственно со «сплошным», «частичным», «плохим» и «отсутствием» контакта цементного камня с обсадной колонной, м.

В случае применения двух типов тампонажных растворов (облегченного и нормальной плотности) частный показатель качества сцепления рассчитывается отдельно для каждого интервала. Обобщенный показатель качества сцепления цементного камня с обсадной колонной ^рассчитывается с учетом коэффициентов весомости по формуле:

k5=b^^6■kf+b""■■k;^<"' (3.7)

где b„r„ b„„p,, - коэффициентов весомости интервала цементирования, определяемые экспертным методом в зависимости от типа обсадной колонны (Таблица 3.3).

5. Показатель оценки герметичности обсадной колонны и межколонного пространства рассчитывается по следующей формуле:

К =ехР

АР

-ехр(6,9 ——6,9) 0,5

(3.8)

где АР - величина падения давления при опрессовке, МПа.

б. После расчета всех показателей, характеризующих качество конструкции обсадной колонны, рассчитывается обобщенный показатель качества и-ой обсадной колонны К":

(3.9)

где к, - безразмерные показатели /-го критерия качества; п - количество показателей, оценивающих качество.

7. Расчет обобщенного показателя качества для всей конструкции скважины производится с учетом коэффициентов весомости обсадных колонн, определенных экспертным методом и рассчитывается по следующей формуле:

к =р'К" (3.10)

где е" - коэффициент весомости обсадной колонны, определяемый экспертным методом (таблица 3.4).

Таблица 3.4

Коэффициенты весомости обсадных колонн для различных конструкций скважин

Тип конструкции Коэффициенты весомости для колонны, е„

направление кондуктор техническая эксплуатационная

одноколонная - - - 1,0

двухколонная - 0,2 - 0,8

трехколонная - 0,05 0,15 0,8

четырехколонная 0,05 0,05 0,2 0,7

8. Далее, после расчёта обобщённого показателя качества для всей конструкции, выдаётся качественная оценка согласно полученным значениям безразмерного показателя, таблица 3.5.

Таблица 3.5

Стандартные отметки на шкале желательности_

Критерий оценки Значение безразмерного показателя

Отлично 1,00-0,80

Хорошо 0,80 - 0,63

Удовлетворительно 0,63 - 0,37

Плохо 0,37 - 0,00

Применяя данную методику, возможно оценить качество выполнения отдельных этапов цементирования и работы в целом, определить методы и направления повышения качества крепления, текущее техническое состояния конструкции скважины.

На основании разработанной методики введён в действие стандарт общества ОАО «Сургутнефтегаз» и разработан программный модуль для автоматизированного сбора промысловой информации, проведения расчётов и выдачи заключений по качеству строительства скважин.

Четвертая глава посвящена промысловым испытаниям комплекса мероприятий по повышению качества изоляции флюидонасыщенных пластов скважин месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» и примеру оценки качества строительства конструкции скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз».

Перед проведением опытно-промысловых исследований разработана программа работ по применению добавки AQU 3767-0,8% и Atren Premium-0,6%.

Цементирование обсадных колонн проводилось по следующей технологии:

две рабочие ёмкости буровой установки освобождались от остатков промывочной

жидкости и тщательно вымывались. В освобождённые ёмкости набиралась

техническая вода в количестве, необходимом для крепления обсадной колонны,

при одновременном добавлении газоблокирующей добавки из расчёта 0,6% к

массе сухого цемента. Время приготовления жидкости затворения составляет 120

минут. С помощью цементировочных агрегатов ЦА-320М закачивалась буферная

жидкость (5 м3 жидкости затворения) в скважину и проводилось затворение

тампонажного цемента через смесители СМ20. Закачивание растворов

выполнялось через блок манифольда БМ. Цементирование выполнялось прямым

способом, с продавливанием тампонажного раствора буровым раствором

плотностью 1180 кг/м3, при максимальном расходе 0,024 м3/с. Последние 2 м3

25

продавочной жидкости закачаны одним агрегатом на второй скорости при расходе 0,004 м3/с. Данная технология является стандартной при креплении скважин в ОАО «Сургутнефтегаз».

В процессе цементирования обсадных колонн осложнений не наблюдалось, рекомендованные рецептуры технологичны и не требуют применения дополнительных средств.

Результаты АКЦ по опытным скважинам приведены в таблицах 4.1 и 4.2.

Таблица 4.1

Результаты интерпретации АКЦ по кондукторам в опытных скважинах

Месторождение Характер сцепления цементного камня с обсадной колонной, %

отсутствует плохой частичный сплошной

Федоровское 4 6 22 68

Восточно-Сургутское 6 6 29 59

Русскинское 5 6 25 64

Таблица 4.2

Результаты интерпретации акустической цементометрии по эксплуатационным колоннам в опытных скважинах

Месторождение Характер сцепления цементного камня с обсадной колонной, %

отсутствует плохой частичный сплошной

Федоровское 1 11 37 51

Восточно-Сургутское 2 11 37 50

Русскинское 2 15 41 42

Рекомендованные к опытно-промысловым работам рецептуры тампонажних

растворов с газоблокирующей добавкой показали свою технологичность, не требуют изменений в технологии цементирования, принятой в ОАО «Сургутнефтегаз». По результатам АКЦ получены результаты, свидетельствующие о более высоком качестве сцепления цементного камня с обсадными колоннами, чем в случаях применения базовых цементов. Применение предложенных добавок приведёт к удорожанию стоимости скважины на 500-700 тыс. рублей, однако в сравнении с применением специальных тампонажних цементов, стоимостью от 12000 до 20000 руб./т, экономия составит от 1 до 1,5 млн. рублей на одну скважину при более высоком качестве разобщения пластов.

Методика расчёта показателей качества крепления скважины реализована в программном продукте Аррга^а1С>иа1ку.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Обеспечение герметичного заколонного пространства нефтяных и газовых скважин при разобщении пластов является краеугольной проблемой обеспечения безаварийной и устойчивой их работы. При этом, одним из недостаточно изученных остаётся процесс изменения порового давления в твердеющем тампонажном растворе (камне) заколонного пространства скважины в период ОЗЦ, что напрямую определяет качество разобщения пластов с точки зрения флюидоперетоков.

2. Проведённый анализ качества разобщения пластов в ОАО «Сургутнефтегаз» показал:

2.1. Применяемые рецептуры тампонажных материалов отвечают требованиям ГОСТ 1581-96.

2.2. Расширяющиеся тампонажные материалы обеспечивают расширение только в атмосферных условиях, так как при забойных условиях расширение не происходит.

2.3. Применяемые тампонажные растворы характеризуются низкими изолирующими свойствами (время начала миграции газа через цементный раствор составляет около 120 секунд).

2.4. Применяемые тампонажные растворы характеризуются высокими значениями водоотдачи (при перепаде 0,1 МПа из цементного раствора менее чем за одну минуту отфильтровывается от 25 до 60 % воды затворения, при этом объём цементного раствора в среднем уменьшается на 14 - 32%, водоцементное отношение снижается с 0,5 до 0,29-0,33).

2.5. Одновременно с процессом водоотдачи происходит падение порового давления в тампонажных растворах, причём, в условиях эксперимента, падение давления происходит менее чем за одну минуту после оставления цементного раствора в покое. В процессе водоотдачи и падения порового давления происходит спрессовывание цементных частиц с формированием пористой высокопроницаемой массы.

2.6. После снижения порового давления начинаются процессы миграции

пластового флюида (газа) в цементный раствор. Скорость фильтрации газа зависит

27

от градиента давлений, плотности упаковки цементных частиц, наличия оставшейся воды и её структурно-реологических свойств.

3. Проведённые эксперименты по разработанной методике доказали, что:

3.1. Наличие газового фактора усиливает процесс вытеснения жидкости затворения из формирующейся цементной массы, увеличивая размеры миграционных каналов.

3.2. Образец цементного камня после проведения исследований на «Тестере миграции газа» и выдерживании в течение двух суток во влажных условиях при температуре 75 °С характеризуется низкими физико-механическими свойствами. Образец цементного камня разрушается без воздействия внешних нагрузок. Процесс разрушения слоистый для всех образцов, цементные частицы находятся на начальной стадии реакции гидратации, проницаемость по газу более 2500 мД. Данный факт объясняется тем, что если цемент твердеет в водных условиях, то через капиллярные и контракционные поры он может впитывать воду, требуемую для полной гидратации, но необходимо, чтобы объем этих пор был достаточен для размещения продуктов гидратации.

3.3. Падение порового давления и высокие значения водоотдачи даже в случае применения расширяющихся тампонажных материалов сводит на нет эффект расширения.

4. Рекомендованы рецептуры тампонажных растворов с высокими изолирующими свойствами, полученными при введении в раствор синтетических сульфированных сополимеров в количестве 0,6-0,7 % от массы сухого цемента.

5. Разработан комплекс мероприятий по повышению качества крепления обсадных колонн, который включает в себя применение газоблокирующих добавок снижающих водоотдачу цементных растворов.

6. Разработан и апробирован в промышленных условиях алгоритм оценки качества строительства скважин, введён в действие стандарт ОАО «Сургутнефтегаз» №239 «Система контроля качества строительства скважин.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Курбанов Я.М. Проблемы долговечности и современные технологии ликвидации глубоких нефтегазовых скважин / Я.М. Курбанов, H.A. Черемисина, Э.Н. Хафизова, С.А. Котельников // Разведка и охрана недр, Москва, 2003, №6, С. 43-46.

2. Хахаев Б.Н. Особенности обратного цементирования технической обсадной колонны диаметром 273 мм на Ен-Яхинской СГ-7 / Б.Н. Хахаев, Я.М. Курбанов, Е.Я. Оксенойд, В.А. Сутягин, В.М.Гурак, H.A. Черемисина. A.A. Хайруллин, С.А.Котельников // Межотраслевой научно-информационный тематический сборник «Газетная и журнальная информация». Тема 2. Техника, технология и экономика бурения нефтегазовых скважин, часть 8(62)-1(63). М. ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005-2006, С. 4-8.

3. Горгоц В.Д. Проблемы обеспечения надёжной миграции флюидов в заколонном пространстве / В.Д. Горгоц, С.А.Котельников // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сб. тр. СургутНИПИнефть. - М.: Нефтяное хозяйство, 2006. - Вып. 7.- С. 192-197.

4. Горгоц В.Д. Моделирование надёжной изоляции миграции газа в заколонном пространстве / В.Д. Горгоц, С.А.Котельников // VI конференция молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа: Сб. материалов. - Ханты-Мансийск, 2006. - С. 362-364.

5. Горгоц В.Д. Промывочные жидкости для первичного вскрытия пластов на депрессии / В.Д. Горгоц, И.И. Рябков, H.A. Герасименко, С.А. Котельников, Ф.Р. Яхшибеков // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сб. тр. СургутНИПИнефть. - М.: Нефтяное хозяйство, 2006. - Вып. 7,- С. 104-111.

6. Горгоц В.Д. Разработка рецептуры и методики исследования тампонажных

материалов для крепления скважин в условиях солевых отложений Талаканского

месторождения / В.Д. Горгоц, Н.Т. Лосева, И.К. Диниченко, Н.Ф. Подшивалов,

И.Р. Шангареев, С.А. Котельников // Вопросы геологии, бурения и разработки

29

нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сб. тр. СургутНИПИнефть. - М.: Нефтяное хозяйство, 2007. - Вып. 8.- С. 139-144.

7. Горгоц В.Д. Контакт компонентов системы «цементный камень - обсадная колонна - солевые отложения / В.Г. Ваулин, В.Д. Горгоц, О.В. Андреев, С.А. Котельников // Синтез и свойства химических соединений: Сб. трудов. -Тюмень. ТюмГУ, 2007. - С. 117-123.: Сб. трудов. - Тюмень. ТюмГУ, 2007. - С. 117123.

8. Котельников С.А. Снижение репрессии на пласт при бурении промывочными жидкостями, облегчёнными микросферами / С.А. Котельников // VII конференция молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа: Сб. материалов. - Ханты-Мансийск, 2007. - С. 318-321.

9. Горгоц В.Д. Исследование факторов, влияющих на качество цементирования скважин в солевых отложениях Талаканского место рождения / В.Д. Горгоц, С.А. Котельников, В.Г. Ваулин // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сб. тр. СургутНИПИнефть. - М.: Нефтяное хозяйство, 2008. - Вып. 9,- С. 91-95.

Ю.Фёдоров В.Н. Исследование газопроницаемости цементных растворов / В.Н. Фёдоров, Г.Б. Проводников, И.Э. Геворкян, С.А. Котельников // Нефть и газ Западной Сибири: Материалы международной научно - технической конференции, посвящённой 45-летию Тюменского государственного нефтегазового университета и 80-летию Грайфера Валерия Исааковича. Т.1.. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2009. - С. 150-152.

П.Ананьев С.А. Исследование влияния фильтрационных процессов на условия формирования надёжной крепи / С.А. Ананьев, O.A. Лушпеева, В.Н. Федоров, И.Э. Геворкян, М.А. Дюсюнгалиев, С.А.Котельников // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сб, тр. СургутНИПИнефть. - М.: Нефтяное хозяйство, 2009. - Вып. 10,- С. 17-23.

12.Фёдоров В.Н. Разработка методики расчёта показателей качества

30

крепления нефтяных и газовых скважин / В.Н. Федоров, С.А. Котельников, М.А. Дюсюнгалиев // Специализированный журнал Бурение и нефть. 2010,- №4. - С.14-

13.Фёдоров В.Н. Исследование падения порового давления в цементных растворах / В.Н. Фёдоров, А.П. Аверьянов, М.А.Дюсюнгалиев // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2011, №5. С. 48-53. URL: http://www.ogbus.ru/authors/Fedorov/Fedorov 1 .pdf.

14.Пат. 2234592 Нетвердеющий тампонажный состав / Я.М. Курбанов, H.A. Черемисина, Э.Н. Хафизова, Ф.Р Мавлютова, С.А. Котельников. Опубл. 08.20.2004.

Соискатель С.А.Котельннков

16.

КОТЕЛЬНИКОВ СЕРГЕЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ

ИЗУЧЕНИЕ ПРОЦЕССА ПАДЕНИЯ ПОРОВОГО

ДАВЛЕНИЯ В ЦЕМЕНТНЫХ РАСТВОРАХ ПРИ ФОРМИРОВАНИИ ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Котельников, Сергей Александрович, Москва

61 12-5/2536

ОАО «Сургутнефтегаз» Сургутский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности «СургутНИПИнефть»

Л-'

На правах рукописи

КОТЕЛЬНИКОВ СЕРГЕЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ

ИЗУЧЕНИЕ ПРОЦЕССА ПАДЕНИЯ ПОРОВОГО ДАВЛЕНИЯ В

ЦЕМЕНТНЫХ РАСТВОРАХ ПРИ ФОРМИРОВАНИИ ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание учёной степени кандидата технических наук

Научный руководитель

доктор технических наук А.П.Аверьянов

Москва - 2012

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ...................................................................................5

1. ОБЗОР ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ» И ТЕХНОЛОГИЙ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН 12 1.1. Геологические особенности месторождений

ОАО «Сургутнефтегаз», расположенных в Западной Сибири......... 12

1.2. Геологические особенности месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» , расположенных в Восточной Сибири........ 13

1.3. Обзор конструкций скважин, технологий цементирования и тампонажных материалов, применяемых при строительстве скважин на месторождениях Западной Сибири............................................ 15

1.4. Обзор конструкций скважин, технологий цементирования и тампонажных материалов, применяемых при строительстве скважин на месторождениях Восточной Сибири............................................ 17

1.5. Оценка качества крепления обсадных колонн в ОАО «Сургутнефтегаз»........................................................... 20

1.5.1. Результаты акустической цементометрии скважин в зависимости от применяемой оснастки эксплуатационных колонн и технологии цементирования................................................. 22

1.5.2. Результаты акустической цементометрии скважин в зависимости от применяемых тампонажных материалов ............ 24

1.5.3. Результаты акустической цементометрии скважин в зависимости от технологии затворения тампонажных цементов...... 30

1.6. Выводы по главе 1........................................................... 31

2. ПРИЧИНЫ НЕКАЧЕСТВЕННОГО КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН. МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ КАЧЕСТВА КРЕПЛЕНИЯ. ОБОСНОВАНИЕ ГИПОТЕЗЫ НАПРАВЛЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ. МЕТОДИКИ ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРИМЕНТОВ. РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТОВ.. 34

2.1. Причины некачественного крепления скважин......................... 34

2.2. Методы и способы повышения качества крепления................... 36

2.3. Процессы, протекающие при гидратации и твердении цементного камня................................................................... —................. 40

2.3.1. Гидратация тампонажных портландцементов.................... 40

2.3.2. Давления, оказываемые цементным раствором и камнем на стенки скважины.......................................................................... 42

2.3.3 Традиционное представление об изменении давления на стенки скважины цементным раствором.......................................... 47

2.3.4. Процессы миграции газа и других флюидов через цементный раствор - камень........................................................................... 49

2.3.4.1. Классическая теория процесса миграции........................ 49

2.3.4.2. Теория процесса миграции с учетом влияния водоотдачи тампонажных растворов............................................................... 52

2.4. Проведение экспериментов.................................................... 53

2.4.1. Ультразвуковой метод определения прочности тампонажных

материалов...............................................................................................54

2.4.2. Методика исследований газопроницаемости цементного раствора.............................................................................................55

2.4.3. Методика исследований расширения цементного камня....... 56

2.4.4. Методика исследований газопроницаемости цементного раствора................................................................................................57

2.5. Обобщение результатов исследований рецептур тампонажных растворов, применяемых в ОАО «Сургутнефтегаз»........................................59

2.6. Выводы по главе 2........................................................................78

3. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН......................................................................................81

3.1. Расчёт показателя отклонения фактического диаметра скважины от номинального..........................................................................................82

3.2. Расчёт показателя соответствия высоты подъёма цемента за обсадной колонной....................................................................................83

3.3. Расчёт показателя сплошности цементного камня............................84

3.4. Расчёт показателя степени центрирования обсадной колонны...... 85

3.5. Расчёт показателя качества сцепления цементного камня с обсадной колонной..................................................................................85

3.6. Расчёт показателя герметичности обсадной колонны.........................86

3.7. Расчёт показателя герметичности межколонного пространства.... 87

3.8. Расчёт обобщённого показателя качества и-ой обсадной колонны.. 87

3.9. Расчёт обобщённого показателя качества для всей конструкции скважины.............................................................................................87

3.10. Качественная оценка для всей конструкции скважины 88

3.11. Выводы по главе 3..............................................................88

4. РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫСЛОВЫХ РАБОТ..................................89

4.1. Результаты акустической цементометрии по скважинам, зацементированным с применением газоблокирующих добавок.................89

4.2. Апробирование методики оценки качества крепления обсадных колонн............................................................................................90

4.3. Выводы по главе 4...................................................................96

Заключение....................................................................................97

Приложение 1................................................................................100

Список литературы.......................................................................107

ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

ОАО «СНГ» - открытое акционерное общество «Сургутнефтегаз» АКЦ - акустическая цементометрия ЦМ - цементометрия

СГДТ - гамма-гамма плотностная цементометрия

ПГИ - промыслово-геофизические исследования

ГРП - гидроразрыв пласта

СКО - солянокислотная обработка

ГКО - глинокислотная обработка

СТО - стандарт общества

АВПД - аномально высокие пластовые давления

АНГТД - аномально низкие пластовые давления

ГОСТ - Государственный стандарт

ТУ - технические условия

ПЦТ - портландцемент тампонажный

В/Ц - водоцементное отношение

ЦТТС - цемент тампонажный термосолестойкий

ЦТВА - цемент тампонажный высокотемпературостойкий армированный

ШГТЦС - шлако-песчано-цементная смесь

НТФ - нитрилотриметилфосфоновая кислота

СКУПЦ - станция контроля управления цементирования

ГИС - геофизические исследования скважин

МКР - мягкий контейнер

ПБ НГП - правила безопасности нефтяной и газовой промышленности

ОЗЦ - ожидания затвердевания цемента

ЦТ - центратор турбулизатор

ЦТЖ - жёсткий центратор турбулизатор

СНС - статическое напряжение сдвига

иСА - ультразвуковой анализатор цемента

УБР - управление буровых работ

НГДУ - нефтегазодобывающее управление

БД - бездобавочный

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы

На сегодняшний день одним из наиболее распространенных способов добычи нефти и газа является строительство нефтегазодобывающих и нагнетательных скважин. Строительство нефтегазодобывающих и нагнетательных скважин - сложный технический процесс, реализация которого основывается на применении знаний физики, химии, математики, гидродинамики, геологии, материаловедения и многих других наук. Основными этапами строительства и эксплуатации скважин являются: бурение-проводка скважины; разобщение пластов - цементирование обсадных колонн; освоение - вывод скважины на рабочий режим; эксплуатация скважины - добыча нефти или газа.

Качество выполнения каждого этапа имеет большое влияние на долговечность и надежность конструкции скважины и эффективность её эксплуатации, однако наиболее важным этапом является разобщение пластов -крепление обсадных колонн.

Крепление обсадных колонн осуществляется с целью перекрытия интервалов с несовместимыми условиями бурения, разобщения пластов и создания прочного, долговечного и герметичного канала между продуктивными пластами и дневной поверхностью.

При создании прочной, герметичной и долговечной крепи, т.е. при создании качественной крепи становится возможным следующее:

- максимальное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации;

- эффективное применение оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержание пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтеотдачи пластов;

- безопасное проведение работы без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;

- выполнение требований охраны недр и окружающей среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидонапорных горизонтов друг от друга и от дневной поверхности.

На сегодняшний день качество разобщения пластов нефтегазодобывающих и нагнетательных скважин в ОАО «Сургутнефтегаз», по данным акустической цементометрии (АКЦ), входящей в обязательный комплекс геофизических исследований (ГИС), находится на среднем уровне. Согласно данным АКЦ, на долю «частичного» контакта цементного камня с обсадной колонной на месторождениях, расположенных в Западной Сибири, приходится от 35 до 52% для кондукторов и 45-68% для эксплуатационных колонн, на долю «плохого» контакта приходится от 18 до 31% для кондукторов и 12-19% для эксплуатационных колонн, и «отсутствия» контакта от 6 до 25% для кондукторов и 1-3% для эксплуатационных колонн.

Количество новых скважин с заколонными перетоками, по данным промыслово-геофизических исследований (ПГИ), составляет порядка 25%, что в целом подтверждает средний уровень качества разобщения пластов и актуальность вопроса его повышения.

Качество разобщения пластов в скважинах расположенных на месторождениях Восточной Сибири выше, доля «сплошного» контакта цементного камня с обсадной колонной составляет: для кондукторов - 60-70%, для эксплуатационных колонн 80-90%, и это несмотря на низкие положительные пластовые температуры и аномально-низкие пластовые давления. Высокое качество разобщения пластов на месторождениях Восточной Сибири, по данным АКЦ, характерно как при применении специальных тампонажных материалов, так и стандартных тампонажных портландцементов.

Вопрос создания герметичной и долговечной крепи добывающих и нагнетательных скважин актуален для многих нефтегазодобывающих компаний. На сегодняшний день количество скважин с низким качеством

сцепления цементного камня с обсадной колонной, межколонными и заколонными давлениями, обводнением продукции, образованием техногенных залежей, проявлениями в виде грифонов и другими аварийными ситуациями составляет порядка 40-80 % [1, 2, 3]. Возникновение данных осложнений в основном связывают с некачественным креплением и формированием негерметичной крепи. Перечисленные выше осложнения наблюдаются практически на всех месторождениях, разрабатываемых в России и зарубежом.

Большинство разрабатываемых месторождений находится на заключительной стадии разработки (продуктивные пласты характеризуются низкими фильтрационно-ёмкостными свойствами, проницаемость в среднем

о о

составляет 0,8-10 мкм , аномально высокими или низкими пластовыми давлениями, малыми мощностями нефтенасыщенных пластов с частым переслаиванием с водоносными горизонтами, мощность перемычки между нефте и водонасыщенными пластами составляет до 1 м, проявлениями сероводородной агрессии и другими условиями), и экономически эффективная разработка нефтегазовых залежей сопровождается применением агрессивных (силовых) методов интенсификации притока пластового флюида, таких как: перфорация обсадных колонн и гидроразрыв пласта (ГРП, проводится от 75 до 90% вновь вводимых скважин); солянокислотная обработка (СКО); глинокислотная обработка (ГКО) и др. Все перечисленные работы по интенсификации притока оказывают значительные нагрузки на крепь скважины, вызывают существенные напряжения в цементном камне и обсадных трубах и, в конечном счёте, при некачественном креплении приводят к трансформированию уже имеющихся микроканалов в цементном камне в крупные трещины и нарушения, способствующие миграции пластовых флюидов по заколонному пространству и нарушению герметичности крепи в целом.

Качество разобщения пластов во многом зависит от свойств применяемых тампонажных растворов, а именно физико-химических

процессов, протекающих в твердеющем тампонажном растворе в скважинных условиях.

В области изучения процессов формирования цементного камня в скважинных условиях и установления причин межколонных перетоков большой вклад внесли такие ученые и специалисты как: Аверьянов. А.П., Агзамов Ф.А., Булатов А.И., Бережной А.И., Данюшевский B.C., Измайлов Л.Б., Каримов H.X., Кошелев А.Т., Кузнецов Ю.С., Мавлютов М.Р., Малеванский В.Д., Овчинников В.П., Поляков В.Н., Рябоконь С.А., Соловьев Е.М., Титков Н.И., Юсупов И.Г., Федоров В.Н. и многие другие.

На сегодняшний день одной из недостаточно освещенных проблем остаётся изучение процессов, происходящих в заколонном пространстве скважины при изменении давления в столбе тампонажного раствора в период превращения его из жидкого состояния в твёрдое. Данный процесс является определяющим для обеспечения герметичности системы «скважина -флюидонасыщенный пласт».

Целью данной работы является повышение качества разобщения пластов нефтяных и газовых скважин разработкой рецептур тампонажных растворов с улучшенными изолирующими свойствами на основе изучения процесса изменения порового давления в цементных растворах при формировании цементного камня.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

1. Анализ качества разобщения пластов и проблем создания герметичной крепи в ОАО «Сургутнефтегаз».

2. Создание методики и модернизированных лабораторных установок для проведения экспериментальных исследований процесса изменения порового давления в цементных растворах в период ОЗЦ.

3. Проведение экспериментальных исследований в условиях, приближенных к скважинным, и обработка их результатов.

4. Разработка тампонажных композиций для обеспечения герметичности заколонного пространства нефтяных и газовых скважин.

5. Промысловые испытания, разработка научно-технической документации, методики оценки качества разобщения пластов нефтяных и газовых скважин.

Методы решения задач

Для решения поставленных задач проведён анализ и обобщение научных работ в области повышения качества разобщения пластов, результатов промысловых исследований и измерений на скважинах месторождений ОАО «Сургутнефтегаз». Выработана научно-обоснованная концепция создания рецептур тампонажных растворов с улучшенными изолирующими характеристиками. Проведена апробация методики оценки качества разобщения пластов нефтяных и газовых скважин и опытные работы по повышению качества разобщения пластов.

Научная новизна

1. С учётом прямого и обратного массопереноса при изменении репрессии на депрессию в процессе перехода тампонажного раствора из жидкого состояния в твёрдое выявлено превалирующее влияние показателя водоотдачи тампонажного раствора на указанные процессы.

2. Выработана научно-обоснованная концепция создания рецептур тампонажных растворов с улучшенными изолирующими характеристиками.

3. Научно обоснована методика проведения лабораторных исследований недостаточно изученного процесса твердения различных тампонажных материалов в условиях изменения порового давления исследуемых образцов.

Практическая ценность работы

1.На основании изучения процесса изменения порового давления в тампонажных растворах в период ОЗЦ выявлено, что одним из основных

факторов формирования негерметичного заколонного пространства является его падение.

2. Разработаны и апробированы в промысловых условиях рецептуры тампонажных растворов, обеспечивающих создание герметичной крепи нефтяных и газовых скважин.

3. Предложена методика расчета обобщенного показателя качества разобщения пластов нефтяных и газовых скважин по промысловым данным. Разработан и введён в действие стандарт общества СТО 239-2010 «Система контроля качества строительства скважин».

Реализация работы в промышленности

1. Разрабатываются и внедряются тампонажные составы с улучшенными изолирующими свойствами, повышающими качество разобщения пластов.

2. Внедрён стандарт общества СТО 239-2010 «Система контроля качества строительства скважин».

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на XXVI научно-технической конференции молодых учёных и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» (Сургут, 2006), VI конференции молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанные с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры (Ханты-Мансийск, 2006), XXIX научно-технической конференции молодых учёных и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз», (Сургут, 2009), IX научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудно извлекаемым