Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка и исследование азотонаполненных тампонажных систем для крепления скважин

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка и исследование азотонаполненных тампонажных систем для крепления скважин"

На правах рукописи

ДВОЙНИКОВ МИХАИЛ ВЛАДИМИРОВИЧ

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ АЗОТОНАПОЛНЕННЫХ ТАМПОНАЖНЫХ СИСТЕМ ДЛЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН

(на примере месторождений Среднего Приобья и Крайнего Севера Тюменской области)

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2005

Работа выполнена в научно-исследовательском и проектном институте технологий строительства скважин (НИПИ ТСС) при Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Овчинников Василий Павлович

Официальные оппоненты: - доктор технических наук

Курбанов Яраги Маммаевич кандидат технических наук Светашов Николай Николаевич

Ведущая организация - Общество с ограниченной ответственностью «Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий» (ООО «ТюменНИИгипрогаз»),

Защита состоится 16 декабря 2005 г., в 14-00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г.Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72

Автореферат разослан 16 ноября 2005 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета .

доктор технических наук, профессор Овчинников

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы

Объемы добычи углеводородного сырья на месторождениях Тюменской области в большей своей части еще связаны с разработкой площадей, открытых в 70-80 годах. Длительные сроки эксплуатации способствовали усложнению условий строительства скважин на этих месторождениях, в особенности в вопросах обеспечения надежности разобщения вскрываемых продуктивных пластов. Возросло число поглощений цементного раствора при креплении скважин, не редки случаи пластовых проявлений при их эксплуатации. Эти проблемы обусловлены сложными условиями вскрытия коллекторов нефти и газа, с низкими пластовыми давлениями.

При сложившийся на сегодня практике цементирования обсадных колонн методом встречных заливок (или комбинированным способом цементирования) и применяемых рецептурах облегченных тампонажных композиций не обеспечивается надлежащее качество разобщения вскрываемых пород. Отмечаются недоподъем тампонажного раствора до устья, отсутствие цементного камня в зоне схождения первой и второй ступеней, значительный процент «отсутствия» и «плохого» сцепления цементного камня с колонной, наличие заколонных давлений и межколонных перетоков.

Указанные явления обусловлены гидроразрывом пластов при встречном цементировании, использованием в качестве облегчающих добавок при креплении обсадных колонн водо - и воздухововлекающих материалов, полимерных и других добавок. Снижение плотности тампонажного раствора в этом случае обычно достигается за счет повышенного водосодержания, вследствии адсорбции молекул воды на поверхности твердой фазы. Последнее является причиной низкой прочности формирующегося цементного камня, его высокой проницаемости и усадочных деформаций.

Использование минеральных облегчающих добавок способствует

"етЩдетйргу. Имеется

снижению плотности цементного раствор

БИБЛИОТЕКА {

¿"•»да:

необходимость применения тампонажных растворов плотностью ниже 1400 кг/м3, что невозможно при применении минеральных облегчающих добавок с сохранением свойств раствора (камня), удовлетворяющих требованиям обеспечения надежности разобщения вскрываемых пластов.

Получение тампонажных растворов с более низкой плотностью возможно за счет аэрирования тампонажных композиций. Применение инертных газообразных веществ и их смесей с тампонажными растворами позволяет создавать новые технологии, совершенствовать и интенсифицировать известные методы. Высокая эффективность новых и усовершенствованных технологий с использованием инертных газов обусловлена их физико-химическими свойствами и влиянием на гидродинамические условия процесса цементирования. В этом отношении наиболее перспективно использование азота.

Цель работы - повышение качества крепления скважин, имеющих в разрезе, высокопроницаемые, с низкими пластовыми давлениями пласты, путем применения технологии цементирования азотонаполненными тампонажными системами.

Основные задачи исследований

1. Анализ существующих решений по вопросу «Разработка и использование аэрированных тампонажных растворов».

2. Теоретическое обоснование и экспериментальное подтверждение целесообразности и необходимости применения азотонаполненных тампонажных систем (АТС) для повышения качества крепления скважин.

3. Разработка установки по исследованию свойств АТС в лабораторных условиях.

4. Исследование физико-механических свойств облегченного раствора на основе АТС.

5. Разработка технических средств, обеспечивающих однородность растворов из АТС при цементировании скважин.

6. Разработка технологии цементирования скважин с применением азотонаполненных тампонажных системам.

7. Опытно-промышленное внедрение, анализ полученных результатов.

Научная новизна выполненной работы

1. Разработан и научно обоснован состав газонаполненной тампонажной системы, основанный на механическом способе введения азотной дисперсии. Элемент новизны в рецептуре - это использование алюмосиликатных полых микросфер (АСПМ), обеспечивающих азотововлекающую способность тампонажной системы и устойчивость АТС удовлетворяющую требованиям ее применения в условиях переменных давлений. Получено решение о выдаче патента: заявка 2004138215/03 от 10.11.2003. Решение о выдаче патента от 23.08.2005.

2. На уровне изобретений разработаны устройства и способы их применения для цементирования скважин с АТС.

3. Теоретически обоснованы и экспериментально подтверждены зависимости изменения важнейших физико-механических свойств АТС (плотность и кратность пены), прочностных характеристик и флюидопроницаемости камня из АТС в условиях переменных давлений. Дано объяснение механизма процесса.

4. Разработана технология цементирования скважин азотонаполненными тампонажными системами, основанная на принципиально новом подходе к проектированию и проведению технологического процесса, с использованием АТС.

Практическая ценность и реализация работы

» 1. Разработанная технология цементирования скважин азотонаполненными тампонажными системами, основанная на механическом способе введения азота, снижает плотность тампонажного раствора, обеспечивая его подъем до проектной высоты в условиях аномально низких пластовых давлений.

2. Разработанные на базе НИПИ ТСС ТюмГНГУ и предприятии ОАО «Газпром», ДООО «Бургаз», филиала «Тюменбургаз» стендовые установки по

изучению свойств АТС позволяют изучать важнейшие физико-механические ее свойства в лабораторных условиях тампонажного предприятия.

Объем внедрения технологии цементирования скважин АТС составил более 40 скважин. Успешность ее применения с целью обеспечения проектной высоты подъема тампонажного раствора составляет 95 %.

Апробация результатов исследований

Основные положения и результаты исследований докладывались на: заседаниях кафедры бурения нефтяных и газовых скважин ТюмГНГУ (Тюмень, 2003 - 2005); региональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии нефтегазовому региону» (Тюмень, 2003); Международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2003); региональной научно-практической конференции, посвященной 5-летию Института Нефти и Газа «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2005); Международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 2005).

Публикация

По материалам исследований опубликовано 8 научных работ. Получен 1 патент РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников (67 наименований) и двух приложений. Изложена на 197 страницах машинописного текста, содержит 35 таблиц и 43 рисунка.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность работы, обозначены направления и пути решения затронутых проблем, сформулированы цель работы и основные задачи для ее решения.

В первом разделе проведен анализ состояния вопроса, основанный на результатах исследований и разработок техники и технологии крепления скважин Среднего Приобья и Севера Тюменской области. Рассмотрен геологический разрез Ваньеганского, Варьеганского, Лянторского и Уренгойской группы месторождений и показано их сходство в литологическом отношении. В большинстве случаев на данных месторождениях возникают сложности, связанные наличием в разрезе скважин пластов с аномально низкими давлениями. Покурская свита (К2р1с) является одним из сложных поглощающих тампонажный раствор интервалов при цементировании скважин в одну ступень. Она расположена в интервале 1288 - 2136 м и сложена в основном переслаиванием крупных песчано-алевритовых и глинистых пластов. Песчаники серые и светло-серые, мелко и среднезернистые. Алевролиты серые, темно-серые, часто с зеленоватым оттенком. Большей частью глинистые и песчаные. Тип коллектора - поровый. Пористость на некоторых участках свиты достигает 18 - 30 %. Плотность горной породы составляет 2400 - 2550 кг/м3. Нефтеносность в ней не установлена, при этом установлены газовые пропластки мощностью до 150 - 200 м. В этих интервалах возможны осыпи, обвалы, сужения, поглощения и газопроявления, градиент пластового давления составляет 0,006 МПа/м (гидроразрыва 0,0143 МПа/м). Высокая песчанистость разреза, наличие проницаемых коллекторов являются причиной повышенной фильтрации промывочной жидкости в стенки скважины. Из-за переувлажнения глин и аргиллитов отмечается интенсивное кавернообразование. Сложность составляет и подбор параметров тампонажных растворов для крепления скважин.

Для условий аномально низких пластовых давлений необходимо в первую очередь создавать на пласты такое противодавление, чтобы в период образования достаточно прочного цементного камня система пласт - скважина находилась в равновесном состоянии. Это состояние системы при наличии в

разрезе пластов с АНПД можно поддерживать, применяя тампонажные растворы с плотностью от 1000 до 1400 кг/м3 и ниже.

Плотность тампонажных растворов зависит от удельного веса компонентов, соотношения компонентов в смеси, водотвердого отношения и плотности жидкости затворения. Проведенные расчеты плотности раствора по известным зависимостям от перечисленных факторов показали следующее: применение облегчающей добавки, например палыгорскитовой глины плотностью 2300 кг/м3, максимально снижает плотность цементного раствора до 1487 кг/м3 при этом В/Т = 1,0 и соотношение компонентов равно 50 : 50. Снизить плотность ниже 1487 кг/м3 не представляется возможным. В данном случае применение 50 % облегчающей добавки и высокое содержание свободной воды отрицательно скажется на процессах формирования тампонажного камня и его физико-механических свойствах; применение облегчающей добавки вермикулита плотностью 1800 кг/м3 до 20 % и водотвердом отношении 0,6 снижает плотность цементного раствора до 1695 кг/м3. Снижение плотности ниже 1695 кг/м3 требует дополнительного увеличения В/Т, либо процентного содержания первого. При В/Т = 1,0 и соотношения компонентов 50 : 50 максимальное снижение плотности равно 1423 кг/м3; применение облегчающей добавки микросферы - АСПМ плотностью 500 кг/м3 при соотношении компонентов 90 :10 и В/Т = 0,6 снижает плотность раствора до 1504 кг/м3. При ее увеличении до 20 % с тем же водотвердым отношением плотность цементного раствора понижается до 1298 кг/м3. При этом прочностные характеристики цементного камня снижаются с 2,3 до 1,7 МПа (на изгиб через 2 суток) и флюидопроницаемость возрастает с 7 до 9 мД (перепад давления 20 МПа). Следовательно оптимальное соотношение компонентов с применением АСПМ должно составлять 90 : 10 и 85 : 15.

Снижение плотности цементного раствора возможно за счет аэрирования тампонажных композиций. Впервые, в России (Советском Союзе) аэрированные тампонажные растворы были применены для цементирования

скважин в начале 70-х годов прошлого века. За рубежом исследования и использование газонаполненных тампонажных систем начаты в 1979 г. и применялись в таких известных фирмах, как, API, BJ, SCHLUMBERGER, NOWSCO, SHELL, HALLIBURTON и др. Огромный вклад в исследования и развитие технологических процессов газонаполненных тампонажных систем внесли Булатов А.И., Петреску В.И., Джангиров С.С., Далаев В.Х-М., Данюшевский B.C., Бакшутов B.C., Амиян В.А., Марадян И.И., Межлумов А.О., Добрянский В.Г., Вахитов Р.Ж., Мантман, Хармс, Саттон, Моуди, Шоулдис и др.

Причинами, препятствующими широкому внедрению аэрированных тампонажных растворов являются низкие показатели прочностных характеристик цементного раствора (камня), нарушение сплошности цементного камня в заколонном пространстве в результате образования газовых пачек, ограниченный контроль кратности пены с использованием ПАВ и плотности аэрированного тампонажного раствора на входе и выходе из скважины в процессе закачивания и продавливания раствора. При этом технология аэрирования тампонажных растворов воздухом имеет ряд недостатков таких, как: содержание в воздухе кислорода до 21 % может повлечь за собой, при неравномерной подаче реагента, нерастворенную газовую подушку, вызывая внутреннее горение; возможность взрывоопасной ситуации при взаимодействии с углеводородами, дополнительное повышение температуры в зоне продуктивного интервала, влияющее на процесс формирования цементного камня.

Применение инертных газообразных веществ и их смесей с тампонажными растворами позволяет создавать новые технологии, совершенствовать известные методы.

Основными предпосылками к разработке азотонаполненных тампонажных систем являются: газообразный азот взрывобезопасен; слабо растворим в нефти и воде, его растворимость с изменением температуры

незначительна; взаимодействие азота с углеводородами продуктивного интервала, в дальнейшем способствует уменьшению сроков освоения скважины, т.к. уменьшается вязкость и динамическое напряжение сдвига нефти; азот в тампонажном растворе сохраняет газообразное состояние; при давлении до 30 МПа сжатие азота происходит практически без отклонений от законов идеальных газов, что обусловлено его критическими параметрами; фильтрация азотонаполненных тампонажных систем (АТС) через пористую среду проходит при более высоких давлениях.

При добавлении азота в облегченный микросферами тампонажный раствор возможно снижение плотности до 1180 кг/м3 вследствии заполнения газом полостей микросфер. Это дает возможность отказа от применения ПАВ (поверхностно активных веществ) в качестве связывающего газового компонента, что позволит более четко контролировать параметры аэрации, кратность (вспениваемость) цементного раствора.

Во втором разделе разработана методика и методы проведения исследований, дана характеристика используемых материалов: инертного газа -азота; тампонажного портландцемента, бездобавочного с нормированными требованиями при водоцементном отношении равном 0,44 (ГОСТ 26798.1 - 96) - ПЦТ I-G. Компонентом пенообразователя, при проведении сравнительных исследований использовалось поверхностно активное вещество ПАВ - Газблок ТУ 14311456-008-97. В качестве облегчающей добавки - микросферы (АСПМ) до 15 %, детально описанные в работах Овчинникова В.П, Фролова A.A., Овчинникова П.В. и др.

На рисунке 1 представлена установка для получения камня из азотонаполненных тампонажных систем с регулируемым давлением формирования образцов. Установка - работает следующим образом. Первоначально через заливную горловину 1, в осреднительную емкость 2 (V = 0,020 м3) заполняется ранее приготовленный тампонажный раствор (тесто) фиксированной плотности. Затем она герметизируется и открывается вентиль

на редукторе 3, в результате чего, азот из баллона 4 поступает по трубопроводу в ротаметр (РП) 5, обеспечивающий контроль расхода азота. При открытии шарового крана 6, азот поступает в перфорированную трубку 7, находящийся в осреднительной емкости, при этом шаровый кран 8 находится в положении «открыто». Начало процесса насыщения (изменение плотности) цементного раствора азотом осуществляется при атмосферном давлении. Контроль за изменением плотности проводится ареометром (АБР-1), открытием крана 9 и пробоотборника 10. При максимальном снижении плотности (замер каждые 3 -5 мин.) шаровый кран 6, 8 закрывается, а кран 11 открывается. В результате азот поступает в верхнюю часть осреднительной емкости (над уровнем цементного раствора), создавая давление для дальнейшего заполнения форм.

а «

2 12 9 10 13 14 17 19 20

Рисунок 1 - Установка получения цементного камня из АТС

Первоначально в смесительной емкости, создается давление Р = 0,102 МПа, затем открытием шарового крана 12, 13, стравливается воздух из формы (образцов-балочек, цилиндра) 14 через кран 15, установленном в верхней части формы. Как только давление в форме (после стравливания воздуха) достигнет Р = 0,102 МПа, контролируемое по манометру 16, производится закрытие шарового крана 15, 13, 12. Цементный раствор с фиксированной плотностью под давлением Р = 0,102 МПа оставляется на ожидание затвердевания цемента (ОЗЦ) в течении 1 -2 суток . Затем создают давление в смесительной камере Р =

0,5 МПа. Открытием шарового крана 12, 17, 18 происходит заполнение цементным раствором формы 19. Форма остается под давлением Р = 0,5 МПа также на 1 -2 суток. Заполнение формы 20 выполняется в том же порядке, как и предыдущие формы 14 и 19 с разностью в давлении 0,5 МПа. То есть давление в форме 20 на ОЗЦ будет составлять Р = 1,0 МПа. Смесительная камера во избежание превышения допустимых давлений оснащена предохранительным клапаном 21. Форма представляет собой прямоугольную камеру, разделенную на три отсека. В верхней части установлены цилиндры 22 (диаметром 29,8 мм), заполняемые в процессе проведения эксперимента АТС с целью их дальнейшего исследования, например на газопроницаемость и т.д.

В третьем разделе приведены результаты экспериментальных исследований физико-механических свойств АТС. Исследования проводились с использованием полного факторного эксперимента. Кратность пены определялась по изменению плотности тампонажного раствора с учетом производительности газоразделительной мембранной установки МВа - 0,36. На рисунке 2 показана зависимость показателя кратности пены АТС от содержания АСПМ и объема азота.

В качестве входных параметров приняты: Х| - время насыщения, ч; Х2 -объем азота, м3; Х3 - количество облегчающей добавки АСПМ, %. Кратность пены соотношением мае. %: портландцемент 100, вода 55, насыщенного азотом при давлении Р = 0,102 МПа составила 1,109. При этом без дополнительных добавок удалось снизить плотность с 1820 до 1640 кг/м3. Кратность пены тампонажного раствора соотношением мае. %: портландцемент 95, АСПМ 5, вода 44 составила 1,30. Плотность АТС снизилась с 1700 до 1307 кг/м3. При насыщении азотом тампонажного раствора соотношением мае. %: портландцемент 95, АСПМ 15, вода 44, кратность равна 1,398. Увеличение кратности способствовало снижению плотности с 1650 до 1180 кг/м3.

Проведен анализ результатов влияния азотонасыщения и количества облегчающей добавки АСПМ на устойчивость АТС. Устойчивость АТС являет-

Рисунок 2 - Зависимость кратности пены от количества Рисунок 3 - Зависимость устойчивости АТС от кон-

облегчающей добавки АСГ1М и объема азота центрации АСПМ и кратности пены

ся важнейшим показателем существования системы. Определяется изменением объема (высоты) АТС при нормальных условиях и в условиях перепада давления в процессе формирования камня. На рисунке 3 представлена зависимость устойчивости АТС от количества облегчающей добавки АСПМ и кратности пены. Повышение устойчивости предлагаемой системы можно объяснить заполнением азотной дисперсией полостей микросфер

На рисунке 4 представлена зависимость прочности на сжатие камня из АТС (время формирования камня двое суток), от количества облегчающей добавки в композиции (в соотношении мае АСПМ 0; 5 и 15 %) и тавтения формирования образца.

г=6,6663+13,1031 Х+0,3596 У-5,8038 Х2-0,2746 ХУ-0,0496 У2

Рисунок 4 - Зависимость прочности на сжатие камня из АТС от количества облегчающей добавки (в смеси Alf' мае АСПМ 0; 5 и 15 %) и давления формирования обраша

При добавлении в тампонажную композицию АСПМ 15 % происчоин снижение плотности с 1650 до 1180 кг/м', что удовлетворяет геологическим

условиям необходимым для цементирования скважин в одну ступень При этом прочность на сжатие в момент формирования под давлением 0,102 МПа равна 2,9 МПа. С повышением давления при формировании образца до 1,0 МПа, прочность увеличивается до 2,9 -4,3 МПа. Уменьшение концентрации АСПМ в составе тампонажной композиции до 5 - 8 % увеличивает прочность на 12 %. при этом кратность пены составляет 1,120. Плотность раствора повышается Оптимальное соотношение компонентов тампонажного раствора составляет мае. %: портландцемент 85 - 95, АСПМ 15, азот 0,035 - 0,04, вода 44

На рисунке 5, 6 представлена зависимость проницаемости камня из АТС при перепаде давления 10 и 20 МПа от кратности пены и давления формирования образца. Показано, что при азотонасыщении гампонажного раствора увеличение давления формирования о г 0,102 - 1,0 МПа и кратности пены 1,002 - 1,398 (АСПМ 0; 5 и 15 %) снижает проницаемость камня с 7-8 мД до 5-6 мД (давление формирования 0,102 МПа) и до 3-4 мД (давление формирования 1,0 МПа).

7=1,2179+15,8326-Х+7,3435 У-7,8725 Х2-6,2464 X У-1,3659 У'

Рисунок 5 - Зависимость проницаемости камня АТС (перепад давления 10 МПа) от крашости пенч и давления формирования образца

2=4.0981 + 13,2584 Х+3.9589 У-7.8675-Х2-4.7529 X У-0.4547 У2

Рисунок 6 - Зависимость проницаемости камня АТС (перепад давления 20 МПа) от кратности пены и давления формирования образца

С увеличением перепада давления с 10 до 20 МПа происходит небольшое увеличение проницаемости камня АТС - 7-8 до 9-12 мД (давление формирования 0,102 МПа) и 5-7 мД (давление формирования 1,0 МПа)

В четвертом разделе приведены технические средства и технологии крепления скважин. Работы по цементированию скважин с применением АТС предлагается осуществлять с использованием передвижной унифицированной азотной нагнетательной станции общепромышленного назначения (ПУАНСОН). Разработчик и изготовитель ОАО НПП «Старт», ФГУП «Уралтрансмаш» (г. Екатеринбург) Получение инертной гаювой смеси на основе азота и сжатии этой смеси до давления 25,0 МПа осуществляется и! атмосферного воздуха Технические характерно I ики с (акции производительное(ь (по азоту) 12 м'/мин, давление на выходе 25,0 МПа, содержание азота в смеси не менее 90 %. Все агрегаты аанции, кроме приводного дизеля, не имеют водяной системы охлаждения, а у дожимною агрегата нет вращающихся элементов, движения только возврашо-

поступательные. Агрегат предварительного сжатия не имеет клапанов, дожимное устройство имеет простые тарельчатые всасывающие и нагнетательные клапаны. Грузоподъемность установки не более 120 кН. Технологическая схема цементирования скважины АТС представлена на

Рисунок 7 - Технологическая схема крепления с включением установки

Цементирование скважины производится следующим образом. Первоначально производится приготовление (затворение) тампонажной композиции в осреднительной емкости 1. При затворении доводят тампонажный раствор с облегчающей добавкой АСПМ до плотности 1600 -

приготовленного тампонажного раствора из осреднительной емкости и подача его в нагнетательную линию, с одновременным запуском в работу установки ПУАНСОН 3. С установки азот поступает в эжекторную камеру азотонасыщения тампонажной системы 4. Из эжекторной камеры АТС закачивается в скважину. Плотность системы определяется расчетным путем. Замер плотности АТС производится на цементировочной головке 5. Контроль за азотонасыщением, регулированием плотности раствора осуществляется по расходу агрегата и азотной установки с учетом степени аэрации. Дополнительный контроль плотности АТС, а также давления на входе и выходе из скважины осуществляется станцией контроля цементирования.

Для интенсификации процесса твердения, дополнительного перемешивания вяжущего с жидкостью затворения на внешнюю поверхность

рисунке 7.

ПУАНСОН

1400 кг/м3. Включением насоса на агрегате (ЦА - 320М) 2 производится забор

обсадной колонны устанавливают вращающейся турбулизатор. Вращающийся турбулизатор (рисунок 8) состоит из корпуса 1 и лопастей 2, диаметр которого Эг меньше диаметров О и фигура 1, 3 (во избежание прилегания к стенке скважины или внутренней части предыдущий обсадной колонны) жестко закрепленных на обсадной колонне. При изготовлении неподвижных элементов устройства выполняются проточки диаметрами Б! и (направляющие) с длиной Ь и ^(элемента вращения) обеспечивающие свободное вращение секции фигура 2. Крепление и регулирование расстояния (люфта) на обсадной колонне Ь и Ь] неподвижных направляющих элементов турбулизатора показано на фигуре 3, 4. В процессе продавливания, аэрированный тампонажный раствор попадает на лопасти элемента турбулизатора неподвижно закрепленного на обсадной колонне 1. При этом изменяется направление потока. Движение потока противоположно углу наклона лопастей незакрепленного элемента, что заставляет его вращаться, и способствовать увеличению степени турбулизации потока раствора. Турбулентность потока позволит обеспечить однородность аэрированного раствора, влияющей на свойства пеноцементного раствора (камня).

направление движения потока

Фиг.З

Рисунок 8 - Вращающийся турбулизатор

Основным недостатком применения газонаполненных систем по известным технологиям цементирования скважин является сложность в

осуществлении контроля за процессом стабилизации кратности пены. Высокая кратность и диаэрация пены в период ОЗЦ ведет к интенсивному изменению физико - механических свойств облегченных тампонажных растворов. Для исключения этого предлагается создавать противодавление в процессе продавливания аэрированного тампонажного раствора в затрубное пространство, с учетом минимального воздействия на слабосцементированные, проницаемые коллектора.

Плотность азотонаполненной тампонажной системы р(£), кг/м3, находящейся на глубине Ь затрубного пространства можно определить по выражению:

РИ) =

1

1-^(1)

1+а """ * -

(1)

ТЩ 1 + а

где а - степень аэрации при нормальных условиях; ра - плотность раствора до аэрации, кг/м3; Р(Ь) - давление на глубине Ь, МПа; ЦЬ) - абсолютная температура на глубине Ь, К; ЗУ(1) - относительное уменьшение объема АТС под действием давления Р и температуры Т относительно нормальных условий

где У0 , У(Ь) - объемы АТС при нормальных условиях и условиях, соответствующих глубине Ь соответственно.

Величина можно также определить по эмпирической формуле

ЗУЩ = [1 - ехр(-0,3 • а)]

1-ехр

1,784Щц

(2)

(Щ)-273)0,28

Гидростатическое давление на глубине Ь вычисляется как решение дифференциального уравнения

<я.

- = g■p(L)■cosЦL),

(3)

при граничном условии

Р(0) = Рх,

(4)

где Р'- давление на верхней границе столба АТС, находящейся в затрубном пространстве, МПа; g- ускорение свободного падения, ¿ = 9,81 м/с2; Л(£) зенитный угол наклона скважины на глубине Ь.

Объем азота, необходимый для аэрирования тампонажной композиции

при цементировании заданного интервала:

= (5)

Р0 8

где Рв ,РЦ - давление на верхней и нижней границе пачки АТС з затрубном пространстве, МПа; 5 - площадь сечения кольцевого пространства, м2.

Значения Рв ,РН определяются по графикам приведенным в диссертационной работе.

Объем портландцементного раствора, который следует подвергнуть аэрации, вычисляется по формуле

(6)

у а

Для расчета гидродинамических сопротивлений в заколонном пространстве использована формула

\2,5~

ЬРзатр. -

"ска ~ "ко

0,0142 + 0,175-1 Уг-

(7)

.Ъ+К*

где р - средняя плотность АТС, кг/м3; А - глубина скважины, длина свободной колонны или отдельного ее участка, м; с1скв и йкол - диаметр скважины и колонны, м; Уг и Уж - объем газовой и жидкой фаз, м3; 9\ - скорость движения цементного раствора в заколонном пространстве, м/с.

Расчет производится для каждого конкретного случая, в результате чего определяется диапазон режима закачивания и продавливания АТС.

На основании проведенных расчетов определены, из условия наименьшего воздействия АТС на интервалы с АНПД для месторождений Среднего Приобья и Севера Тюменской области, следующий его состав -степень аэрации 3, 5 и содержание облегчающей добавки АСПМ от 10 до 15 %.

В пятом разделе приведены результаты опытно промышленного внедрения. Анализ результатов одноступенчатого цементирования с азотонаполненными системами проведен по пяти скважинам Ваньеганского месторождения. Применялся метод поэтапного насыщения азотом тампонажного раствора. Подача азота осуществлялась из цистерны объемом V = 8 м3 (масса заливаемого азота составляет m = 6100 кг) под давлением не более Р = 0,25 МПа. Рабочее давление газифицированного азота не более 70 МПа (температура не менее 10 °С), с производительностью газификационной установки от 302,4 до 5000 м3/ч. Предложено использовать тампонажные растворы с различной плотностью в интервалах цементирования эксплуатационной колонны.

Результаты АКЦ в интервалах (1145,0 - 1811,6) м установки азотонасыщенного цементного раствора по скважине 3618 Ваньеганского месторождения показали следующее: интервал 1145,0-1811,6 м характеризуется наличием зазоров и микрозазоров на контактах колонна-цемент; интервал 1783,4-1806,8 м характеризуется наличием зазоров и микрозазоров на контактах порода-цемент; интервал 1145,0-1811,6 м характеризуется чередованием зазоров и микрозазоров на контактах колонна-цемент и интервалов имеющих качественное сцепление колонны с цементом и цемента с породой, за исключением отдельных участков имеющих зазоры на контактах колонна-цемент-порода. После создания давления на устье 5,0 МПа, в интервале 321136,8 м изменений характера сцепления колонны с цементом не наблюдается. Качество гидроизоляции в интервале 1145,0-1811,6 м удовлетворительное. После двух лет эксплуатации сцепление цементного камня с колонной и породой удовлетворительное. Следовательно АТС обладает хорошими адгезионными свойствами. Как уже указывалось ранее азот при формировании АТС под давлением является блокиратором, влияющим на проницаемость камня. Ложным является утверждение, что газонаполненная система является проницаемой, т.к. любой газ в кристалически сформированном камне (породе)

находится в напряженном состоянии и препятствует проникновению другого флюида внутрь цементного каркаса. Высокопроницаемым может быть газонаполненный камень в случае формирования его при атмосферном давлении, когда по периметру образца цилиндра за счет диаэрации пены образуются рытвины и каналы, по которым при пропускании флюида происходят перетоки.

Опытно - промышленное внедрение АТС на Уренгойском газоконденсатном месторождении осуществлено при цементировании кондуктора. Цементирование осуществлялось тампонажным раствором следующего состава- тампонажный портландцемент ПЦТ I - G - 85 - 90 %; алюмосиликатные микросферы - 10 - 15 %; азот - 0,0035 - 0,045 %; жидкость затворения - водный раствор хлорида кальция СаСЬ 3 %; водотвердое отношение - 0,44 - 0,5; выход раствора - 1,8 м3/т. Основные физико -механические свойства тампонажного раствора: плотность - 846 кг/м3; растекаемость 220 - 240 мм; прочность на изгиб (2 сут.) - 1,1 - 1,4 МПа.

Схема цементирования представлена на рисунке 9. Цементирование осуществлялось прямым способом с расположением в верхнем интервале 0 -100 м тампонажного раствора нормальной плотности 1800 кг/м3 (покрывающая пачка, препятствующая деаэрации АТС). Интервал 450 - 100 м - АТС, а в интервале установки башмака 550 - 450 м раствор плотностью 1850 - 1870 кг/м3.

Направление D = 324 мм, L - 30 м Кондуктор D= 244,5 мм, L - 550 м Цементный раствор плотностью р = 1800 кг/м3 (покрывающая пачка, препятствующая диаэрации пены) Азотонаполненная тампонажныя система, р= 842 кг/м3 Цементный раствор плотностью р = 1870 кг/м3 Обратный клапан, глубина установки L -532 м Башмак кондуктора, L - 550 м

Рисунок 9 - Цементирование кондуктора на скважине 16071 Песцового месторождения с применением АТС

Результаты акустической цементометрии кондукторов по ряду скважин Уренгойской группы месторождений цементируемых с добавлением только облегчающей добавки (микросфер до 12 %) показывает, что в интервале 114338 м контакт цементного камня с колонной: сплошной 17 %; частичный 16 %; плохой от 34 до 36 %; до 30 % отсутствует.

На скважине № 16071, где был испытан предлагаемый состав контакт камня из АТС расположенного в интервале 450 - 100 м - удовлетворительный: сплошной 31,5 %; частичный 21,6 %; плохой 10 %; до 31,5 % отсутствует.

Сравнение результатов показывает, что качество сцепления цементного камня с колонной в интервале установки АТС улучшено. На 14 % увеличен сплошной контакт и 5,6 % частичный. Снижен показатель плохого контакта на 24 % и отсутствия цемента на 1,5 %.

В ходе проведения исследований также были выявлены проблемы интерпретации результатов акустической цементометрии в виду того, что генерируемые прибором звуковые волны гасятся как, имеющимся в составе, облегченной добавкой, микросферами, так и вводимым газом. Необходимо совершенствовать способы геофизических исследований газонаполненных систем.

Предлагается дальнейшее проведение опытно-промысловых испытаний АТС, с разработкой методики более четкого определения качества цементирования скважин газонаполненными тампонажными системами.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена

целесообразность применения азотонаполненных тампонажных систем (АТС) для повышения качества крепления скважин с поглощающими пластами.

2. Разработана и опробована установка по исследованию основных свойств АТС в лабораторных условиях.

3. Экспериментально подтверждено, что тампонажный камень, полученный из АТС, сохраняет физико-механические показатели,

удовлетворяющие требованиям ГОСТ 1581-96 на облегченные тампонажные растворы.

4. Сконструированы, испытаны новые диспергирующие устройства, обеспечивающие при использовании разработанной рецептуры получение однородной и устойчивой в процессе применения смеси дисперсий.

5. Разработана технология цементирования скважин АТС, основанная на комплексном проектировании и проведении технологического процесса, с использованием рецептуры газогенерирующей дисперсии.

6. Технология цементирования АТС испытанная на Ваньеганском и Песцовом месторождении дала высокую технико - экономическую эффективность. Эффективность цементирования АТС на Песцовом месторождении составила 267 тысяч рублей.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛЕКОВАНЫ В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ

1. Двойников М.В. Применение вращающихся турбулизаторов в местах набора и падения угла скважины // Новые технологии нефтегазовому региону: Материалы второй регионал. науч. - практ. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. - С 91 - 92.

2. Двойников М.В. Влияние пористого цементного камня на долговечность скважины при просадке колонн в процессе эксплуатации // Там же. - С. 94.

3. Двойников М.В. Цементирование скважин на Ваньеганском месторождении / М.В. Двойников, В.П. Овчинников, A.B. Будько, Ю.О. Газгиреев // Бурение и нефть. - 2004. - № 5. - С. 18 - 20.

4. Овчинников П.В. Крепление скважин в условиях аномально низких пластовых давлений / П.В. Овчинников, М.В. Двойников, В.П. Овчинников, A.A. Фролов, A.B. Будько, C.B. Пролубщиков, Ш.К. Арыпов //Нефть и газ. -2005,-№2.-С. 28-34.

5. Овчинников П.В. Азотонасыщенный тампонажный раствор для цементирования скважин с аномально низкими пластовыми давлениями / П.В. Овчинников, М.В. Двойников, C.B. Пролубщиков, A.A. Третьяков, Ш.К. Арыпов //Бурение и нефть. - 2005. - № 3. - С. 12 - 14.

6. Овчинников В.П. Способ крепления скважин аэрированными суспензиями / В.П. Овчинников, П.В. Овчинников, М.В. Двойников, A.A. Фролов, C.B. Пролубщиков //Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. регионал. науч.-практ. конф., посвящ. 5 - летиго Института Нефти и Газа - Тюмень: ТюмГНГУ, 2005. - С. 55 - 60.

7. Овчинников В.П. Способ цементирования скважин и устройство для его осуществления / В.П. Овчинников, П.В. Овчинников, М.В. Двойников, A.A. Фролов, C.B. Пролубщиков, A.A. Третьяков, Ш.К. Арыпов //Там же. - С. 60-64.

8. Двойников М.В. Применение азотонаполненных тампонажных систем для крепления скважин в условиях аномально низких пластовых давлений/ М.В. Двойников, П.В. Овчинников //Нефть и газ Западной Сибири: Материалы Междунар. науч.-техн. конф. - Тюмень: «Феликс». 2005. -Т. 1. - С. 120- 121.

Соискатель

М.В. Двойников

I

I

» 23 05 6

РЫБ Русский фонд

2006-4 24723

Подписано к печати ■//? // OS Бум. писч №

Заказ № /"9-/ Усл. изд. л. 1,0

Формат 60*84YXf¡ Усл. печ. л.

Отпечатано на RISO GR 3750 Тираж 100 экз.

Издательство «Нефтегазовый университет» Государственное образовательное учреждение высшего профессионального

образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет» 62500, Тюмень, ул. Володарского, 38 Отдел полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Двойников, Михаил Владимирович

ВВЕДЕНИЕ. 1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ВЛИЯЮЩИЕ НА СОСТОЯНИЕ КАЧЕСТВА КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН.

1.1. Геологические условия цементирования скважин на Ваньеганском и Варьеганском месторождениях.

1.2 Геологические условия цементирования скважин на Лянторском месторождении.

1.3 Геологические условия цементирования скважин по Уренгойской группе месторождений.

1.4. Сравнительный анализ сложных геологических условий и причины ухудшения качества крепи коллекторов нефти и газа с низким давлением гидроразрыва влияющих на состояние крепи скважин Среднего Приобья и Севера Тюменской области.

1.5. Теоретические предпосылки решения поставленной цели и задач исследований.

2. МЕТОДИКА И МЕТОДЫ ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ.

2.1. Исследование физико-механических свойств азотонаполненных тампонажных систем.

2.2. Установки и методика проведения исследований. ф 2.2.1. Установка"для исследования температурных изменений при аэрировании воздухом тампонажных растворов.

2.2.2. Установка для исследования свойств азотонаполненной тампонажной системы.

2.2.3. Установка для исследований кратности АТС.

2.2.4. Установка по исследованию устойчивости системы.

2.2.5. Установки по исследованию прочностных характеристик камня АТС.

2.2.6. Установка по исследованию проницаемости камня из АТС.

2.3. Характеристика применяемых материалов и реагентов для исследования свойств АТС.

2.4. Методы анализа результатов исследований.

2.4.1. Планирование проведения экспериментов по изучению температурных изменений при аэрировании воздухом тампонажных растворов.

2.4.2. Планирование проведения экспериментов по изучению свойств АТС.

2.4.2.1. Планирование проведения экспериментов по изучению кратности АТС.

2.4.2.2. Планирование эксперимента по изучению устойчивости системы.

2.4.2.3. Планирование проведения экспериментов по изучению прочностных характеристик камня АТС.

2.4.2.4. Планирование проведения экспериментов по исследованию проницаемости камня из АТС.

3. РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАт НИЙ ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ АТС.

3.1. Результаты исследований по изучению температурных изменений при аэрировании воздухом тампонажных растворов.

3.2. Результаты экспериментальных исследований по изучению влияния состава раствора и времени аэрирования на кратность АТС.

3.2.1. Результаты экспериментов по исследованию кратности АТС с применением ПАВ.

3.3. Результаты исследований по изучению процесса азотонасыщения и количества облегчающей добавки АСПМ на устойчивость АТС.

3.4. Результаты исследований по изучению процесса влияния азотонасыщения и количества облегчающей добавки АСПМ на прочностные характеристики камня из АТС.

3.5. Результаты экспериментальных исследований по изучению проницаемости камня из АТС.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3.

4. РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ И ТЕХНОЛОГИИ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ АТС.

4.1. Азотная установка «ПУАНСОН».

4.2. Установка газоразделительная мембранная МВа — 0,36.

4.3. Узлы компоновки обсадной колонны.

4.4. Методика расчета давления, гидродинамических сопротивлений, объемов раствора и азота при цементировании скважин с АТС.

5. РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОГО ВНЕДРЕНИЯ РАЗРАБОТАННЫХ РЕКОМЕНДАЦИЙ И ПРЕДЛОЖЕНИЙ.

5.1. Результаты внедрения цементирования скважин АТС на Ваньеганском месторождении.

5.2. Опытно-промышленное исследования АТС на Уренгойс

С ком газоконденсатном месторождении.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка и исследование азотонаполненных тампонажных систем для крепления скважин"

Актуальность проблемы

Объемы добычи углеводородного сырья на месторождениях Тюменской области в большей своей части еще связаны с разработкой площадей открытых в 70-80 годах. Длительные сроки освоения способствовали усложнению условий строительства скважин на этих месторождениях, в особенности в вопросах обеспечения надежности разобщения вскрываемых продуктивных пластов. Возросло число поглощений цементного раствора при креплении скважин, не редки случаи пластовых проявлений при их эксплуатации. Проблемы связаны со вскрытием сложных по геологическим условиям сложенных высокопроницаемыми, с низкими пластовыми давлениями коллекторов нефти и газа, наличием многолетнемерзлых пород, пластов с аномально низким давлением гидроразрыва. Имеется необходимость обеспечения подъема тампонажного раствора в заколонном пространстве до устья в одну ступень. Литолого - стратиграфические характеристики разреза месторождений, давления и температура по разрезу скважины, а также механических свойств горных пород не позволяют осуществлять одноступенчатое цементирование с раствором одинаковой плотности на ^ месторождениях Среднего Приобья и Севера Тюменской области.

При сложившиеся на сегодня практике цементирования обсадных колонн методом встречных заливок (или комбинированным способом цементирования) и применяемых рецептурах облегченных тампонажных композиций отмечаются: недоподъем тампонажного раствора до устья, отсутствие цементного камня в зоне схождения первой и второй ступеней, значительный процент «отсутствия» и «плохого» сцепления цементного камня с колонной, наличие заколонных давлений и межколонных перетоков.

Указанные явления обусловленны:

- гидроразрывом пластов при встречном цементировании;

- использованием в качестве облегчающих добавок водо - и воздухововлекающих материалов (глинопорошок, вермикулит), полимерных и других добавок. Снижение плотности тампонажного раствора в этом случае обычно достигается за счет повышенного водосодержания, вследствии адсорбции молекул воды на поверхности твердой фазы. Последнее является причиной низкой прочности формирующегося цементного камня, его высокой проницаемости, усадочных деформаций.

Использование в настоящее время минеральных облегчающих добавок снижает плотность цементного раствора с 1860 до 1400 кг/м3. Однако в настоящее время имеется необходимость применения тампонажных растворов плотностью ниже 1400 кг/м3, что невозможно при их применении с сохранением свойств раствора (камня), удовлетворяющих требованиям технических условий на облегченные растворы.

Применяемая ранее технология аэрирования тампонажных растворов воздухом имеет ряд недостатков таких, как:

- содержание в воздухе кислорода до 70 %, что может повлечь за собой при неравномерном закачивании реагента нерастворенную газовую подушку, вызывая внутреннее горение, возможность взрывоопасной ситуации;

- при взаимодействии с углеводородами происходит дополнительное повышение температуры в зоне продуктивного интервала, влияющее на процесс формирования цементного камня.

Снижение плотности цементного раствора возможно за счет азотонасыщения тампонажных композиций.

Применение инертных газообразных веществ и их смесей с тампонажными растворами позволяет создавать новые технологии, совершенствовать и интенсифицировать известные методы.

Высокая эффективность новых и усовершенствованных технологий с использованием азота обусловлена его физико - химическими свойствами и влиянием на гидродинамические условия процессов:

- газообразный азот взрывобезопасен;

- газообразный азот слабо растворим в нефти и воде. Растворимость азота в нефти и воде с изменением температуры изменяется незначительно;

- взаимодействие азота с углеводородами продуктивного интервала, в дальнейшем способствует уменьшению сроков освоения скважины, т.к. уменьшается вязкость и динамическое напряжение сдвига нефти;

- азот в тампонажном растворе сохраняет газообразное состояние, что обусловлено его критическими параметрами;

- фильтрация азотонаполненных тампонажных систем (АТС) через пористую среду проходит при более высоких давлениях;

- химически малоактивен, нетоксичный.

Цель работы - повышение качества крепления скважин, имеющих в разрезе, высокопроницаемые, с низкими пластовыми и давлениями гидроразрыва горизонты, путем применения технологии цементирования азотонаполненными тампонажными системами.

Основные задачи исследований

1. Анализ существующих решений по вопросу «Разработка и использование аэрированных тампонажных растворов».

2. Теоретическое обоснование и экспериментальное подтверждение целесообразности и необходимости применения азотонаполненных тампонажных систем (АТС) для повышения качества крепления скважин.

3. Разработка установки по исследованию свойств АТС в лабораторных условиях.

4. Исследование физико-механических свойств облегченного раствора на основе АТС.

5. Разработка технических средств, обеспечивающих однородность растворов из АТС при цементировании скважин.

6. Разработка технологии цементирования скважин с применением азотонаполненных тампонажных системам.

7. Опытно-промышленное внедрение, анализ полученных результатов.

Научная новизна выполненной работы

1. Разработан и научно обоснован состав газонаполненной тампонажной системы, основанный на механическом способе введения азотной дисперсии. Элемент новизны в рецептуре - это использование алюмосиликатных полых микросфер (АСПМ), обеспечивающих азотововлекающую способность тампонажной системы и устойчивость АТС удовлетворяющую требованиям ее применения в условиях переменных давлений. Получено решение о выдаче патента: заявка 2004138215/03 от 10.11.2003. Решение о выдаче патента от 23.08.2005.

2. На уровне изобретений разработаны устройства и способы их применения для цементирования скважин с АТС.

3. Теоретически обоснованы и экспериментально подтверждены зависимости изменения важнейших физико-механических свойств АТС (плотность и кратность пены), прочностных характеристик и флюидопроницаемости камня из АТС в условиях переменных давлений. Дано объяснение механизма процесса.

4. Разработана технология цементирования скважин азотонаполненными тампонажными системами, основанная на принципиально новом подходе к проектированию и проведению технологического процесса, с использованием АТС.

Практическая ценность и реализация работы

1. Разработанная технология цементирования скважин азотонаполненными тампонажными системами, основанная на механическом способе введения азота, снижает плотность тампонажного раствора, обеспечивая его подъем до проектной высоты в условиях аномально низких пластовых давлений.

2. Разработанные на базе НИПИ ТСС ТюмГНГУ и предприятии ОАО «Газпром», ДООО «Бургаз», филиала «Тюменбургаз» стендовые установки по изучению свойств АТС позволяют изучать важнейшие физико-механические ее свойства в лабораторных условиях тампонажного предприятия.

Объем внедрения технологии цементирования скважин АТС составил более 40 скважин. Успешность ее применения с целью обеспечения проектной высоты подъема тампонажного раствора составляет 95 %.

Апробация результатов исследований

Основные положения и результаты исследований докладывались на: заседаниях кафедры бурения нефтяных и газовых скважин ТюмГНГУ (Тюмень, 2003 - 2005); региональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии нефтегазовому региону» (Тюмень, 2003); Международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2003); региональной научно-практической конференции, посвященной 5-летию Института Нефти и Газа «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2005); Международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 2005).

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Двойников, Михаил Владимирович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена целесообразность применения азотонаполненных тампонажных систем (АТС) для повышения качества крепления скважин с поглощающими пластами.

2. Разработана и опробована установка по исследованию основных свойств АТС в лабораторных условиях.

3. Экспериментально подтверждено, что тампонажный камень, полученный из АТС, сохраняет физико-механические показатели, удовлетворяющие требованиям ГОСТ 1581-96 на облегченные тампонажные растворы.

4. Сконструированы, испытаны новые диспергирующие устройства, обеспечивающие при использовании разработанной рецептуры получение однородной и устойчивой в процессе применения смеси дисперсий.

5. Разработана технология цементирования скважин АТС, основанная на комплексном проектировании и проведении технологического процесса, с использованием рецептуры газогенерирующей дисперсии.

6. Технология цементирования АТС испытанная на Ваньеганском и Песцовом месторождениях дала высокую технико-экономическую эффективность. Эффективность цементирования с АТС на Песцовом месторождении составила 267 тысяч рублей.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Двойников, Михаил Владимирович, Тюмень

1. Вяхирев В.И. Облегченные тампонажные растворы для крепления газовых скважин /В.И. Вяхирев, В.П. Овчинников, П.В. Овчинников, В.В. Ипполитов, A.A. Фролов, Ю.С. Кузнецов, В.Ф. Янкевич, С.А. Уросов М.: ООО «Недра — Бизнесцентр», 2000. - 3-4

2. Круглицкий Н.Я. Физико-химическая механика тампонажных растворов. Киев: Наука думка, 1974. - С. 151-154.

3. Данюшевский B.C. Справочное руководство по тампонажным материалам. М: Недра, 1973. - 77 с.

4. 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.

5. 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. Аберкон (СССР). № 3956889/23-03; Заявлено 17.07.85; Опубл. 23.02.89. Бюл. №7.

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

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

8. A.c. 1201489 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Способ приготовления облегченного тампонажного раствора / В.П. Гнездов, B.C. Пупков, Ю.С.

9. Кузнецов, В.М. Кравцов (СССР). № 3746601/22-03; Заявлено 26.03.84; Опубл. 30.12.85. Бюл.№ 48.

10. 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.

11. 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.

12. A.c. 2460202 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / М.Б. Хадыров, Л.Д. Ан, Ф.Г. Беленький, Л.Я. Полицкая (СССР). № 4178611/22-03; Заявлено 19.11.86; Опубл. 23.02.89. Бюл. № 7.

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

14. A.c. 1190000 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный материал / А.И. Булатов, В.А. Яковлев, Д.Н. Шлевин (СССР). № 3707888/22-03; Заявлено 12.01.84; Опубл. 07.11.85. Бюл. №41.

15. 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; Опубл. 01.07.85. Бюл. № 12.

16. A.c. 1278444 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный материал / H.A. Мариапольский, В.Ю. Комнатный, С.Б. Трусов,

17. А.П. Руденко, В.И. Судаков (СССР). № 387800/22-03; Заявлено 08.04.85; Опубл. 23.12.86. Бюл. № 7.

18. A.c. 1453968 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор / И.Г. Верещака, В.А. Яковлев, A.C. Серяков, С.Г. Михайленко, В.Ю.Третинник, В.Н. Орловский (СССР). № 3978018/22-03; Заявлено 10.11.85; Опубл. 06.08.89. Бюл. № 6.

19. A.c. 1209827 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный материал / А.И. Булатов, Ю.Я. Тарадыменко, В.В. Галимова, Б.И. Нудельман, A.C. Свенцицкий, А.И. Стравчинский (СССР). № 3736220/22-03; Заявлено 04.05.84; Опубл. 07.02.86. Бюл. № 5.

20. A.c. 922268 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный материал для крепления скважин / А.И. Булатов, В.А. Левшин, В.А. Антонов, Г.И. Гагай, М.В. Рогожина, Д.А. Лоскутов (СССР). № 2970335/22-03; Заявлено 06.06.80; Опубл. 23.04.82. Бюл. № 15.

21. A.c. 956754 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченная тампонажная смесь / Н.Х. Каримов, Т.К. Рахматуллин, В.В. Иванов, Л.С. Запорожец, Л.П. Цхай, В.И. Петере (СССР). № 3000882/22-03; Заявлено 03.11.80; Опубл. 07.09.82. Бюл. № 33.

22. A.c. 1320393 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор / П.Я. Зельцер, Е.Б. Камынина, Л.В. Николаева, В.В.

23. Севостьянов, П.В. Каверзин, Л.Б. Ковалевич (СССР). № 3967755/22-03; Заявлено 17.02.85; Опубл. 30.06.87. Бюл. № 24.

24. A.c. 884367 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор для низкотемпературных скважин / A.A. Клюсов (СССР). № 2977437/22-03; Заявлено 05.08.80; Опубл. 01.07.84. Бюл. № 11.

25. A.c. 1298345 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор / А.П. Тарнавский, П.Ф. Цыцымушкин, H.A. Рябинин, Г.Г. Искандрова, С.Н. Горонович, Б.В. Михайлов (СССР). № 3916693/22-03; Заявлено 21.06.85; Опубл. 23.03.87. Бюл. № 11.

26. A.c. 734398 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор / Н.Ф. Пекарский, Н.П. Маслеев, Т.М. Бондарук, В.Ф. Стеценко, Н.С. Козак, Я.Ю. Соболевский (СССР). № 2664948/22-03; Заявлено 18.09.78; Опубл. 15.05.80. Бюл. № 18.

27. 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.

28. A.c. 613083 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Способ получения тампонажного материала / А.Т. Горский, A.A. Клюсов, Э.Н. Лепнев, А.И. Козубовский, В.В. Соболевский (СССР). № 1956914/22-03; Заявлено 14.08.73; Опубл. 30.06.78. Бюл. № 24.

29. A.c. 883338 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор / Л.Т. Федорова (СССР). № 2900183/22-03; Заявлено 26.03.80; Опубл. 23.11.81. Бюл. №43.

30. A.c. 896954 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор для низкотемпературных скважин / A.A. Клюсов (СССР). № 2977435/22-03; Заявлено 25.08.80; Опубл. 06.07.85. Бюл. № 14.

31. A.c. 1006719 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор / Р.П. Иванова, Т.Я. Гальперина, JI.A. Гречко, П.Я. Зельцер (СССР). № 3336883/22-03; Заявлено 15.09.81; Опубл. 23.03.83. Бюл. №11.

32. A.c. 1105614 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный материал / А.И. Булатов, В.Т. Филиппов, Д.Ф. Новохатский, С.Б. Трусов, А.К. Куксов, В.В. Гольдштейн (СССР). № 3567419/22-03; Заявлено 25.03.83; Опубл. 30.07.84. Бюл. № 28.

33. A.c. 635221 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный состав / В.Н. Розов, М.П. Геранин, В.И. Рябов (СССР). № 1908068/22-03; Заявлено 23.04.73; Опубл. 30.11.78. Бюл. № 44.

34. A.c. 1021766 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор для холодных скважин / A.A. Клюсов, B.C. Антипов, JI.M. Каргапольцева, Ю.Л. Калугин (СССР). № 3370461/22-03; Заявлено 18.02.81; Опубл. 07.06.83. Бюл. №21.

35. A.c. 1573141 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченная тампонажная смесь / И.М. Давыдов, В.А. Евецкий, Л.Я. Кизилынтейн, А.Н. Костышев, А.Г. Перетятько, А.Л. Шпицглуз, В.Г. Рылов (СССР). № 4383256/22-03; Заявлено 12.04.89; Опубл. 23.06.90. Бюл. № 23.

36. A.c. 1550095 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажная смесь / A.A. Клюсов, В.В. Минаков, П.Г. Кожемякин, Л.М. Каргапольцева, А.Н. Кульков, Н.Г. Блезнюков (СССР). № 4389742/22-03; Заявлено 09.03.88; Опубл. 15.03.90. Бюл. № 10.

37. A.c. 1035195 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Вяжущее для приготовления тампонажных растворов / Уфимский нефтяной институт (СССР). № 3381823/22-03; Заявлено 14.01.82; Опубл. 15.08.83. Бюл. № 30.

38. A.c. 1105614 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный материал / А.И. Булатов, В.Т. Филиппов, Д.Ф. Новохатский, С.Б. Трусов, А.К. Куксов, В.В. Гольдштейн (СССР). № 3568419/22-03; Заявлено 25.03.83; Опубл. 12.06.86. Бюл. № 42.

39. A.c. 1465544 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор / В.Е. Ахрименко, Е.М. Левин, JI.B. Палий, В.Н. Никифорова (СССР). № 4237845/22-03; Заявлено 01.04.87; Опубл. 15.03.89. Бюл. № 10.

40. A.c. 1507954 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченная тампонажная смесь / A.A. Клюсов, Ю.Т. Ивченко, В.И. Урманчеев, В.П. Герасимов, В.Г. Добрянский, В.И. Батурин (СССР). № 4319134/22-03; Заявлено 14.09.87; Опубл. 15.09.89. Бюл. № 34.

41. A.c. 1294980 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажная смесь / Е.А. Ахметов, И.А. Фирсов, Е.Б. Есентаев, В.М. Онгоев, А.И. Ким (СССР). № 3935189/22-03; Заявлено 22.07.85; Опубл. 07.03.87. Бюл. № 9.

42. A.c. 1700202 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / O.K. Ангелопуло, Х.А. Аль-Варди, К.А. Джабаров, A.A. Русаев, Е.А. Коновалов, И.В. Бойко (СССР). № 4650870/22-03; Заявлено 16.02.89; Опубл. 23.12.91. Бюл. №47.

43. 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). № 4303745/22-03; Заявлено 06.07.87; Опубл. 23.06.89. Бюл. № 23.

44. A.c. 1099051 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / Г.Р. Вагнер, Е.И. Прийма, Ю.И. Тарасевич, Б.И. Краснов, В.М. Шенбергер, Т.Г.

45. Андроникашвили, K.M. Мчедлишвили (СССР). № 3500806/22-03; Заявлено 18.10.82; Опубл. 23.06.84. Бюл. № 23.

46. A.c. 628289 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / Г.Р. Вагнер, В.П. Детков, H.H. Круглицкий, Ф.Д. Овчаренко, Е.И. Прийма, Ю.И. Тарасевич (СССР). № 2505253/22-03; Заявлено 07.07.77; Опубл. 15.10.78. Бюл. № 38.

47. Фролов A.A. Облегченный расширяющийся тампонажный раствор /A.A. Фролов, В.Ф. Янкевич, В.П. Овчинников, П.В. Овчинников //Известия Вузов. Нефть и газ. Тюмень: 1997. - № 5. - С. 77-79.

48. Каримов Н.Х. Тампонажные смеси для скважин с аномальными пластовыми давлениями /Н.Х. Каримов, Б.Н. Хахаев, JI.C. Запорожец /Недра. — 1977.-С. 5-20.

49. Овчинников П.В. Крепление скважин в условиях аномально низких пластовых давлений / П.В. Овчинников, М.В. Двойников, В.П. Овчинников,

50. A.A. Фролов, A.B. Будько, С.В. Пролубщиков, Ш.К. Арыпов //Нефть и газ. — 2005.-№2.-С. 28 -34.

51. A.c. 1224398 SU, МКИ3 Е 21 В 33/138. Пеноцементный тампонажный состав для цементирования скважин / B.C. Бакшутов, В.В. Бондаренко, Е.С. Тангалычев, O.K. Ангелопуло, В.Э. Аваков, В.К. Галабурда,

52. B.Т. Левкин. № 3689322/22-03; Заявлено 10.01.84; Опубл. 15.04.86. Бюл. № 14.

53. Пат. RU 2169828 С1, МП7 Е 21 В 33/138, С 04 В 38/02, 38/10. Композиция аэрированного цементного раствора / А.И. Острягин, В.Г. Романов, A.C. Рекин, Л.И. Рябова. № 99124549/03; Заявлено 22.11.99; Опубл. 27.06.01.

54. Пат. RU 2084427 С1, МП7 Е 21 В 33/138, С 04 В 38/02. Аэрируемый цементный раствор / В.Х.-М. Дулаев, С.А. Кеворков, Л.И. Рябова, С.В. Рюмин. № 94045196/03; Заявлено 27.12.94; Опубл. 20.07.97.

55. A.c. 1416668 SU, AI Е 21 В 33/138. Аэрированный тампонажньш раствор /В.П. Детков, А.К. Куксов, В.И. Петреску, Л.П. Вахрушев, Ф.В. Линчевский, Ю.А. Бочкарев. № 4019628/22-03; Заявлено 10.11.85; Опубл. 15.08.88. Бюл. №30.

56. A.c. 1633092 SU, AI Е 21 В 33/138. Тампонажньш пеноцементный раствор / P.A. Аллахвердиев, Н.В. Резников. № 4443089/03; Заявлено 22.04.88; Опубл. 07.03.91. Бюл. № 9.

57. A.c. 726306 СССР, М. Кл2. Е 21 В 33/138. Тампонажньш раствор / B.C. Бакшутов, В.В. Симонов, В.В. Бондаренко, В.Н. Никитин, А.И. Перчик, В.П. Детков, А.И. Чайников (СССР). № 2501377/22-03; Заявлено 21.06.77; Опубл. 05.04.80. Бюл. № 13.

58. A.c. 956753 СССР, М. Кл3. Е 21 В 33/138. Способ получения облегченного раствора / Э.М. Тосунов, H.A. Полухина (СССР). № 2966510/2303; Заявлено 31.07.80; Опубл. 07.09.82. Бюл. № 33.

59. Пат. RU 94007861, AI. E 21 В 33/138. Тампонажный раствор / В.П. Борцов, A.A. Балуев, С.Н. Бастриков. № 94007861/03; Заявлено 05.03.94; Опубл. 10.12.95. Бюл. № 34.

60. РД 39-2-1232-84. Технология цементирования скважин аэрированными суспензиями. Краснодар: ВНИИКРнефть, 1985. - 80 с.

61. РД 39-0147009-721-88Р. Методические рекомендации по применению усовершенствованной технологии цементирования скважин аэрированными тампонажными суспензиями в условиях Западной Сибири. -Краснодар: ВНИИКРнефть, 1988. 96 с.

62. РД 39-020-87Р. Технология одноступенчатого цементирования скважин с применением газонаполненных тампонажных растворов для условий АНПД в ПО «Таджикнефть». Краснодар: ВНИИКРнефть, 1987. - 51 с.

63. РД 39-0895-88Р. Рекомендации по применению усовершенствованной технологии цементирования скважин аэрированными тампонажными суспензиями для месторождений ПО «Нижневартовскнефтегаз». Краснодар: ВНИИКРнефть, 1988. - 88 с.

64. РД 0259/2-88Р. Методические рекомендации по цементированию скважин аэрированными суспензиями на основе материалов, используемых в ПО «Ямалгазпром». Краснодар: ВНИИКРнефть, 1989. - 84 с.

65. РД 39-0851-89Р. Методические рекомендации по применению технологии цементирования скважин газонаполненными тампонажными системами на месторождениях ПО «Таджикгеология». Краснодар: ВНИИКРнефть, 1989. - 82 с.

66. РД 39-196-90Р. Совершенствование процессов крепления скважин на Варьеганском месторождении с целью предотвращения закалонных перетоков и обеспечения подъема цемента на заданную высоту. Краснодар: ВНИИКРнефть, 1989. - 67 с.

67. ГОСТ 1581-96. Портландцемента тампонажные. Технические условия. M.: МНТКС, 1998. - 12 С.

68. Гаджумян P.A. Математическая статистика в разведочном бурении: Справочное пособие. М.: Недра, 1990. - С. 161 - 215.

69. Овчинников П.В. Азотонасыщенный тампонажный раствор для цементирования скважин с аномально низкими пластовыми давлениями / П.В. Овчинников, М.В. Двойников, C.B. Пролубщиков, A.A. Третьяков, Ш.К. Арыпов //Бурение и нефть. 2005. - № 3. - С. 12-14.

70. Овчинников П.В. Крепление скважин в условиях аномально низких пластовых давлений / П.В. Овчинников, М.В. Двойников, В.П. Овчинников, A.A. Фролов, A.B. Будько, C.B. Пролубщиков, Ш.К. Арыпов //Нефть и газ. -2005. № 2. - С. 28 - 34.

71. Овчинников В.П. Способ крепления скважин аэрированными суспензиями / В.П. Овчинников, П.В. Овчинников, М.В. Двойников, A.A. Фролов, C.B. Пролубщиков // Там же. С. 55 - 60.

72. Двойников М.В. Цементирование скважин на Ваньеганском месторождении / М.В. Двойников, В.П. Овчинников, A.B. Будько, Ю.О. Газгиреев // Бурение и нефть. 2004. - № 5. - С. 18 - 20.