Разработка и исследование газированной тампонажной суспензии, технологии ее применения

Гребенщиков, Владимир Михайлович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка и исследование газированной тампонажной суспензии, технологии ее применения
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка и исследование газированной тампонажной суспензии, технологии ее применения"

004ЬИЭ (с. <

На правах рукописи

ГРЕБЕНЩИКОВ ВЛАДИМИР МИХАЙЛОВИЧ

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗИРОВАННОЙ ТАМПОНАЖНОЙ СУСПЕНЗИИ, ТЕХНОЛОГИИ ЕЕ ПРИМЕНЕНИЯ

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 /. ^пи оп^

Тюмень-2010

004605727

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

Защита состоится 2 июля 2010 года в 11-00 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 библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72, каб. 32.

Автореферат разослан 2 июня 2010 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212.273.01,

Овчинников Василий Павлович

Официальные оппоненты - доктор технических наук

Кочетков Леонард Михайлович - кандидат технических наук Щербич Николай Ефимович

Ведущая организация

- Открытое акционерное общество «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)

доктор технических наук, профессор

Г.П. Зозуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Применение облегченных тампонажных растворов для цементирования нефтяных и газовых скважин обусловлено технологической необходимостью обеспечения качественного разобщения пластов в условиях исключающих применение «бездобавочного» тампонажного раствора.

Это обусловлено и тем, что многие нефтегазовые месторождения, в том числе и в Сибири имеют в верхней части геологического разреза высокопроницаемые пласты с гидростатическими пластовыми давлениями, и ниже гидростатического. Кроме того, такая же проблема возникает на месторождениях находящихся на поздней стадии разработки, и месторождениях, где отбор флюида в верхнем интервале нефтегазоносное™ закончен, а в нижнем только начат.

Применяющиеся в настоящее время, при цементировании скважин, облегченные тампонажные растворы плотностью 1500 - 1650 кг/м3, отвечают требованиям качественного разобщения продуктивных пластов с давлениями выше гидростатического, однако существует необходимость в разработке рецептур и технологии приготовления тампонажных растворов плотностью 1300 - 1200 кг/м3 с сохранением физико-механических свойств цементного камня, обеспечивающего герметичность затрубного пространства скважины.

Для успешного цементирования скважин и разобщения продуктивных горизонтов в вышеуказанных условиях, необходимо, в первую очередь, создать на пласты такое противодавление, чтобы в период образования прочного и малопроницаемого цементного камня система пласг - скважина находилась в равновесном состоянии.

Равновесное состояние системы скважина - пласт в условиях низких пластовых давлений и опасности поглощений при цементировании можно поддерживать, применяя газированные тампонажные суспензии (ГТС), однако в настоящее время применение ГТС ограничено сложностью технологии и

технических средств, регулирования и контроля процесса цементирования скважин, а также растворением газа в жидкости при увеличении давления. Кроме того, необходимо изучить процесс твердения ГТС, для выявления особенностей твердения и основных характеристик получаемого в результате твердения камня.

Цель работы

Повышение качества разобщения высокопроницаемых, низконапорных пластов, путем разработки газированной тампонажной суспензий, технологии ее приготовления и применения.

Основные задачи исследований

1. Анализ геолого-технических условий крепления скважин, разобщения высокопроницаемых, низконапорных пластов и оценка состояния качества крепления скважин на месторождениях севера Западной Сибири.

2. Анализ и обобщение результатов исследований и решений по снижению плотности тампонажных суспензий.

3. Обоснование, разработка состава и исследование физико-механических свойств газированной тампонажной суспензии.

4. Разработка технологии приготовления и применения газированной тампонажной суспензии.

5. Разработка нормативной документации на внедрение предложенных рекомендаций, анализ результатов опытно-промышленного внедрения.

Научная новизна

1. Обоснован и разработан состав газированной тампонажной суспензии, путем снижения растворимости и агрегатирования газовых пузырьков, обеспечивающих снижение плотности тампонажного раствора до 1300 кг/м3.

2. Изучен и объяснен механизм компенсации усадочных деформаций при твердении газированных тампонажных суспензий.

3. Обоснована и разработана технология приготовления газированной тампонажной суспензии, основанная на смешении тампонажного раствора с пенной системой и предложена методика расчета гидравлических сопротивлений при ее применении.

Практическая ценность и реализация работы

Результаты выполненных теоретических, экспериментальных и промысловых решений и разработанные технологические приемы способствуют сокращению расходов на крепление скважин (экономия тампонажных материалов составила до 30 %, от ранее требуемых на скважину), повышению качества крепления скважин в высокопроницаемых интервалах и пластах с низкими пластовыми давлениями.

Разработанный состав и технология приготовления испытаны при цементировании скважин № 9832 и № 9828 Новомостовского месторождения.

Апробация работы

Результаты проведенных исследований докладывались и обсуждались на: 6 - ой региональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых - «Новые технологии нефтегазовому региону» (Тюмень: ТюмГНГУ, 2007 г); 2-ой Всероссийской научно - практической конференции Западно-Сибирского общества молодых инженеров нефтяников при ТюмГНГУ, Society of Petroleum Engineers (SPE) - «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень 2008 г); 3-ей Всероссийской научно -практической конференции Западно-Сибирского общества молодых инженеров нефтяников при ТюмГНГУ, Society of Petroleum Engineers (SPE) -«Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень 2009 г); заседаниях кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» Тюменского государственного нефтегазового университета (2007 - 2010 гг).

Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 9 печатных работ, в том числе 4 статьи в изданиях рекомендованных ВАК Российской Федерации.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 177 страницах машинописного текста, содержит 30 таблиц, 52 рисунка. Состоит из введения, 5 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 107 наименований и 3-х приложений.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, обозначены основные направления и пути решения отмеченных в ней проблем.

В первом разделе представлены результаты анализа геологических и технико-технических факторов, влияющих на качество крепления скважин Уренгойской группы месторождений, разбуриваемых филиалом «Уренгойбурение» ООО «Газпромбурение», дано объяснение причин низкого качества крепления скважин, с дальнейшей разработкой теоретических основ для создания тампонажных растворов плотностью менее 1500 кг/м3.

Геологический разрез большинства месторождений Западной Сибири характеризуется разнообразием геолого-физических и термобарических факторов (пористость, проницаемость, температура и давление), обусловливающих необходимость разработки и применения рецептур тампонажных составов для этих условий. Коллекторы в основном поровые и поровотрещинные с проницаемостью от нескольких единиц до сотен мкм2 -103. В литологическом отношении породы представлены, в основном, терригенными отложениями с различной степенью глинистости и карбонатности. Насыщенность коллекторов - вода, газ, газоконденсат и нефть. Для обеспечения требуемой, в соответствие с имеющимися руководящими документами, высоты подъема тампонажного раствора разработаны и применяются различные рецептуры облегченных тампонажных растворов с различными облегчающими добавками на минеральной основе.

Приготовление облегченных тампонажных растворов, как за рубежом, так и в России, в основном осуществляют путем сочетания вяжущего

материала с добавками, имеющими значительно меньшую плотность по сравнению с первым, либо добавками или реагентами, увеличивающими водосодержание в тампонажных растворах. Разработкой рецептур облегченных тампонажных растворов занимались и продолжают заниматься Абдуллин В.Р., Агзамов Ф.А., Аль-Варди Х.А., Ангелопуло O.K., Бондарчук Т.М., Булатов А.И., Вагнер Г.Р., Гнездов В.П., Горский В.М., Данюшевский B.C., Ипполитов В.В., Каримов Н.Х., Клюсов A.A., Круглицкий Н.Я., Курбанов Я.М., Куксов А.К., Овчинников В.П., Петере В.И., Пупков B.C., Перейма Е.И., Рахимбаев Ш.М., Рахматуллин Т.К., Рябов В.И., Тарнавский А.П., Хадыров М.Б., и другие.

Анализ результатов их исследований позволил сделать следующие выводы:

- глины, перлит, ряд промышленных отходов обеспечивают понижение плотности тампонажного раствора путем увеличения водосодержания, но при этом понижается седиментационная устойчивость раствора и снижается скорость процесса его структурообразования, прочность и проницаемость цементного камня не отвечают требованиям обеспечения качества разобщения продуктивных пластов;

- использование большинства облегчающих добавок требует дополнительного введения ускорителей сроков схватывания и добавок, понижающих водоотдачу тампонажного раствора;

- применение газообразующих добавок (алюминиевая пудра и д.р.) не рентабельно, так как они дороги и дефицитны;

использование отходов угольной промышленности, зол, малодисперсных кремнесодержащих материалов экологически опасно;

- шлифовальная пыль и асбестовое волокно содержат канцерогенные вещества;

- керамзит, углеродистые металлы, образуют нестабильные тампонажные растворы с последующим формированием камня, имеющего высокую газопроницаемость, низкие физико-механические свойства;

- микросферы (МС) в количестве от 5 до 15 % снижают плотность цементного раствора с 1860 до 1500 кг/м3, но с увеличением глубины скважин увеличивается число разрушенных частиц микросфер и в этом случае ухудшается прокачиваемость цементного раствора, неуправляемо увеличивается его плотность.

Для успешного цементирования скважин и разобщения продуктивных горизонтов в условиях аномально низких пластовых давлений необходимо в первую очередь создать на пласты такое противодавление, чтобы в период образования цементного камня система пласт - скважина находилась бы в равновесном состоянии, либо в прискваженной зоне пласта должен образовываться кольматационный экран, способный препятствовать проникновению пластового флюида в структуру порового пространства твердеющего цементного камня.

Равновесное состояние системы скважина - пласт в условиях аномально низких пластовых давлений и опасности поглощений при цементировании можно поддерживать, применяя тампонажные растворы со следующими свойствами:

- плотность раствора должна быть 1500 кг/м3 и ниже;

- реологические параметры не должны способствовать возникновению больших, нежели для «бездобавочного» тампонажного раствора, гидродинамических сопротивлений;

свойства тампонажного раствора должны препятствовать проникновению пластового флюида в кольцевое пространство при формировании цементного камня.

Снижение плотности тампонажного раствора ограничивается его седиментационной устойчивостью и физико-механическими характеристиками, формируемого из этих растворов, камня. Поэтому применение минеральных облегчающих добавок для снижения плотности

тампонажного раствора ниже 1500 кг/м3, приводит к увеличению проницаемости и снижению прочности формируемого камня.

Решение данной проблемы возможно за счет газирования тампонажного раствора.

Вклад в создание рецептур газированных тампонажных суспензий и развитие технологических процессов их применения, внесли Амиян В.А., Бакшутов B.C., Булатов А.И., Вахитов Р.Ж., Далаев В.Х-М., Данюшевский B.C., Джангиров С.С., Детков В.П., Добрянский В.Г., Мантман, Марадян И.И., Моуди, Петреску В.И., Саттон, Хисматулин А.Р., Хармс, Шоулдис, и др.

Ими было показано, что применение аэрированных тампонажных растворов способно решить проблему качественного крепления скважин в условиях аномально низких пластовых давлений и поглощений тампонажного раствора.

Однако причинами, препятствующими их широкому внедрению были низкие показатели прочностных характеристик цементного камня, нарушение сплошности цементного камня в заколонном пространстве, образование газовых пачек. Кроме того, был ограничен контроль кратности тампонажной суспензии с использованием ПАВ и плотности газированного тампонажного раствора на входе и выходе из скважины при закачивании и продавливании раствора. Технология газирования тампонажных растворов воздухом имела ряд недостатков. Например, содержание в воздухе кислорода до 21 %, могло повлечь за собой, при неравномерной подаче реагента, образование нерастворенной газовой подушки и возможность взрывоопасной ситуации в результате взаимодействия с углеводородами.

Отсутствовали методы контроля плотности газированного тампонажного раствора при увеличении давления. Используемые зависимости и уравнения в большей степени были применимы для идеальных условий:

- газ не растворяется в жидкости при увеличении давления;

- реологические параметры газированной суспензии при сжатии пузырька газа и фильтрации жидкости затворения в проницаемые пласты не изменяются.

Вышеизложенное обусловило постановку цели данной работы и задач для ее реализации.

Во втором разделе рассмотрены теоретические основы разработки рецептур газированных тампонажных суспензий, обоснованы методы исследований их свойств.

Показано, что введением в состав тампонажного раствора, пены, на основе воды, поверхностно-активных веществ и водорастворимого полимера (рисунок 1) возможно снижение плотности первого.

Рисунок 1 - Пузырьки газа в гидрофобной многослойной среде

Рассмотрены факторы устойчивости (стабилизации) дисперсных систем. Выявлено, что управление поверхностной энергией, структурообразованием твердеющего тампонажного раствора, а, следовательно, и физикохимией процесса являются основными путями регулирования процесса формирования ГТС и ее физико-механических свойств.

Обоснование компонентов для получения ГТС проводилось согласно предлагаемой концепции получения ГТС (рисунок 2).

Пузырек газа в оболочке из ПАВ и полимера

Твердеющий тампонажный

раствор

С ПЦТ ) С Вода С ПАВ ) С Полимер )

Рисунок 2 - Концепция получения ГТС

Основу прочности ГТС составляет каркас, образованный перегородками состоящими из продуктов взаимодействия портландцемента и воды на стадии загустевания и твердения, и в этом отношении большое влияние оказывает их соотношение. В то же время структура ГТС и ее свойства зависят от реагентов стабилизирующих пузырьки газа - ПАВ и водорастворимых полимеров, способности вяжущего к твердению в присутствии вышеупомянутых компонентов.

Таким образом, в качестве вяжущего материала решено использовать тампонажный портландцемент, бездобавочный с нормированными требованиями при водоцементном отношении равном 0,44 (ГОСТ 1581-96) -ПЦТ-1-G.

Выбор ПАВ для приготовления пены, а затем и ГТС обоснован: анализом характеристик наиболее эффективных и традиционно используемых ПАВ в строительстве скважин; изучением неаддитивных свойств смесей ПАВ и полимера на свойства пены и ГТС; влиянием их на технологические свойства ГТС.

В качестве ПАВ рекомендовано было использовать смесь додецилсульфата натрия (ДДСН) и Triton Х-100 (алкилфенолэтоксилат), а так же промышленно используемые в строительстве скважин Газблок и Неонол. В качестве полимера - Praestol 2530 и Tylose VHR.

При изучении свойств ГТС была принята следующая методика проведения работ:

- изучение свойств пены и выбор оптимального ее состава по параметрам устойчивости и плотности;

- изучение свойств ГТС, определение ее оптимального состава;

- изучение свойств полученного из ГТС камня и процесса его твердения.

Изучение свойств пены и ГТС проводилось с использованием приборов:

«конус АзНИИ», игла «ВИКА», AUTOMAX 5 SYSTEM VI.2Х, фирмы «CONTROLS s.r.l.», ультразвуковой анализатор цемента - модель 4262 UCA,

ячейка расширения/усадки цемента 4268ES, фильтр-пресс высокого давления Chandler 7120, камера набора прочности Chandler 7370 фирмы Chandler Engineering Company и установка для определения проницаемости керна -ТКА-209 фирмы CORETEST SYSTEMS, INC.

В третьем разделе изложены результаты анализа данных, полученных при проведении лабораторных и теоретических исследований.

На первой стадии экспериментальных исследований были определены наиболее эффективные сочетания ПАВ и водорастворимого полимера для создания пены, как основы ГТС. Результаты исследований устойчивости пены и концентрации ПАВ и водорастворимого полимера на плотность пены, определили следующие составы пены на водной основе:

- X-100/ДДСН + Praestol 2530;

- газблок + Praestol 2530;

На рисунках 3 и 4 представлены зависимости плотности пены от концентрации ПАВ и водорастворимого полимера.

Рисунок 3 - Зависимости плотности пены от концентрации реагентов РгаезЫ 2530 и Газблок

Плотность пены снижается с увеличением концентрации ПАВ и уменьшением содержания водорастворимого полимера.

( 1400

600 500

зоо 200 100

■I 300

■I 280 ЕЯ 260

□ 240 ■■ 220 В 200 ■ш 180 ШШ 160

Рисунок 4 - Зависимости плотности пены от концентрации реагентов

РгаеБЮ1 2530 и смеси Х-100/ДДСН Исследование влияния плотности пены, водосодержания и состава ГТС на ее плотность позволило выявить зависимость между плотностью ГТС, плотностью пены и ее количеством, В/Ц отношением тампонажного раствора. 2 = 2073,7-8,3 X +1682 Г + 0,026 А"2 - 8,98 А" К - 352,2-К2

Я2 = 0,818

1500

1450

1400

1350

1300

■1 1250

Рисунок 5 - Зависимость плотности ГТС от В/Ц отношения и плотности пены для смеси тампонажный раствор + Газблок и РгаевЫ 2530

Ее анализ показывает, что наиболее влияющим фактором является плотность пены. Низкое влияние В/Ц отношения объясняется узким

диапазоном его варьирования и большой разницей между плотностью жидкости затворения и плотностью пены. В свою очередь влияние плотности пены неоднозначно - наибольшее снижение наблюдается при плотности пены в диапазоне 180 - 250 кг/м3. Снижение плотности пены ниже 180 кг/м3 приводит даже к некоторому увеличению плотности ГТС. Это объясняется уменьшением общего количества воды, необходимой для образования тонких пленок - перегородок. Увеличение плотности пены выше 250 кг/м3 приводит к избытку жидкости и утолщению пленок пены, а, следовательно, к уменьшению общего объема системы и росту плотности ГТС.

Z = -6283,5 + 69,57 X - 2444,67 ■ Г - 0,145 ■ X2 + 1,98 ■ X ■ Г +1757,12 ■ Y 2

Рисунок 6 - Зависимость плотности ГТС от В/Ц отношения и плотности пены для смеси тампонажный раствор + Х-100/ДДСН и Praestol 2530

Из графиков (рисунки 5,6) видно, что плотность ГТС значительно снижается при увеличении концентрации пены в составе смеси. Это связано с увеличением, вовлекаемого в состав ГТС, газа и снижением количества цементного раствора

Таким образом, наибольшее влияние на плотность ГТС оказывает плотность пены. В уравнениях: Z - плотность ITC; Y- плотность пены; Х- В/Ц отношение тампонажного раствора.

Изучено влияние В/Ц отношения тампонажного раствора на стойкость пены. Стойкость пены оценивается коэффициентом стойкости пены (С) физический смысл которого состоит в способности пены не разрушаться в цементном растворе. Он позволяет определять объем пены для приготовления необходимого объема ГТС в производственном процессе.

Коэффициент С определяется согласно следующему выражению

С = -

(У^+У.)

(1)

где

,„ы - единичный объем пены (м); Ут~ единичный объем цементного теста (м3); У17С - объем ГТС полученной в результате перемешивания единичного объема пены и единичного объема цементного теста в течении 2 минут.

Результат исследования влияния В/Ц отношения на стойкость ГТС показал, что наибольший коэффициент стойкости соответствует ГТС при В/Ц отношении тампонажного раствора 0,45 независимо от вида пенообразующего агента (рисунок 7).

0.93 0.36 0.94

10 32

¡2 0.90 у

>д о.аз

ом

0.34 0,82 -

Г,=10-70Х + 174Хг-142Х5 К1 = 0,77

-138 X3

Я = 0,78

0.32 0,54 О.Зв 0.38 0.40 0.42 0.44 0.46 0.48 0.60 0.62

В' Ц отношение

Рисунок 7 - Зависимость коэффициента стойкости ГТС от В/Ц

отношения тампонажного раствора с использованием пены на основе реагентов Газблок + РгаезЮ1 2530 (кривая 2) и реагентов Х-100/ДЦСН + РгаеБЫ 2530 (кривая 1)

Общее количество воды в ГТС при В/Ц отношении 0,45 соответствует требуемому для поддержания пленок вокруг пузырьков газа при смешении пены и тампонажного раствора и приводит к их незначительному сокращению при перемешивании ГТС. Плотность пены при исследованиях составляла в среднем 250 кг/м\

Проведенные исследования прочности цементного камня из ГТС на сжатие/изгиб согласно ГОСТ 26798.1-96 и ГОСТ 26798.2-96 показали, что при снижении плотности ГТС вплоть до 1250 кг/м3 прочность удовлетворяет требованиям ГОСТ (рисунок 8).

18 "§ 16

й >2 14 Й 1«

1,0

Рисунок 8 - Зависимость прочности образцов камня из ГТС от плотности

тампонажного раствора с использованием пены на основе реагентов Газблок + РгаеэЫ 2530 (кривая 2) и Х-100/ДДСН + РгаеэЫ 2530 (кривая 1)

Анализ зависимостей прочности образцов камня ГТС от плотности тампонажного раствора показывает, что состав на основе Газблок + Ргас8Ю1 2530 в большей степени удовлетворяет требованиям ОСТ по прочности облегченного тампонажного раствора.

-143 + 0,202 X -6,37-10~3 X1

яг = 0,964

- 1

Г,= -149,04 + 0,206-Л"- -6,510"5 -Хг

д1 = 0,96

<200 1250 1300 1350 1400 1450 1500 1550 1600 1650 Плотность, кг/м3

Р 10

У, - -2,3071 +0.9521-Х-0,0186-Х1 Я1 - 0,956

У, = -2,2722 + 1,0638-Х-0.0168-Х2 Я2 = 0,976

^ - 1

-3

У, = - 0,8301 + 0,4468 • X - 0,0083 • X2 Л2 =0,967

10 14 18 22 26

Бремя твердения, •(

Рисунок 9 - Изменение прочности во времени, при твердении под давлением 15 МПа и температуре 40 - 45 °С: 1 - для камня из бездобавочного тампонажного раствора плотностью 1900 кг/м3; 2 - для камня из ГТС плотностью 1500 кг/м3; 3 - для камня из ГТС плотностью 1300 кг/м3

16 14

Р 10

У, = -0,9621 +1,085-Х-0,0199-Х2 Я' = 0,952

Уг= -1,0709 +1,0139 - Х-0,0233 -X В1 = 0,927

-V - 1

У, - -0,2323 + 0,5593-Х-0,0П8-Х2 Я1 = 0,936

Время твердения, ч

Рисунок 10 - Изменение прочности во времени, при твердении под давлением 15 МПа и температуре 80 - 85 °С: 1 - для камня из бездобавочного тампонажного раствора плотностью 1900 кг/м3; 2 -для камня из ГТС плотностью 1500 кг/м3; 3 - для камня из ГТС плотностью 1300 кг/м3

Исследования прочности формирующегося цементного камня, во

времени, на сжатие, при заданных давлении и температуре (рисунки 9, 10) показали:

- рост прочности камня в основном зависит от температуры и количества вяжущего в смеси;

- с ростом температуры, процессы гидратации портландцемента в составах ускоряются, и, как следствие, более интенсивно происходит рост прочности. Так, при увеличении температуры с 40 до 80 "С прочность на сжатие через 24 ч увеличивается, для ГТС^оо - с 9,6 до 10 МПа, для ГТСвоо с 5 до 6,5 МПа;

- основной рост прочности приходится во временном промежутоке от 2 до 16 ч и составляет (при температуре 40 °С), для ГТСиоо - от 0,1 до 8,2 МПа, для ГТСпоо - 0,05 до 4,0 МПа.

Величины прочности сформированного из ГТС камня соизмеримы по прочности с камнем из «бездобавочного» тампонажного раствора, твердеющего в аналогичных условиях.

Оценка величины усадки/расширения ГТС проводилась при повышенных термобарических условиях. Результаты исследований представлены на рисунке 11.

На основании данных графика (рисунок 11) были сделаны следующие выводы:

бездобавочный тампонажный раствор подвержен усадочным деформациям, в среднем по результатам исследований на 0,83% при твердении в заданных термобарических условиях;

- ГТС плотностью 1500 кг/м3 также склонна к усадочным деформациям, но их величина значительно меньше (в среднем 0,35%), а ГТС плотностью 1300 кг/м3 не подвержена усадочными деформациями;

- усадочные деформации, приводящие к уменьшению внешнего объема тампонажного раствора, обусловленные явлениями контракции, компенсируются упругим расширением заключенного в тампонажном камне газа.

1.0

0.5

0.0

, -0,5 2

|-,0 -1.5 -2,0 -2.5 -3.0

Рисунок 11 - Кривые деформаций при твердении под давлением 15 МПа и температуре 40 - 45 °С для камня из: 1 - ГТС

плотностью

1300 кг/м3; 2 - ГТС плотностью 1500 кт/м3; 3 - бездобавочного

тампонажного раствора плотностью 1900 кг/м3 100

Ъ 70

¡X

я 60

в-

1 60

40 30 20

Рисунок 12 - Зависимость величины фильтратоотдачи от времени при перепаде давления 3,5 МПа и температуре 40 - 45 °С для тампонажного раствора на основе: 1 - бездобавочного тампонажного раствора плотностью 1900 кг/м3; 2 - ГТС плотностью 1500 кг/м3; 1 - ГТС плотностью 1300 кг/м3

Бремя твердения, ч

Уг =4,05+3,46 Х-0,035-Х2 -2

И2 =0,878 1 /// /гП У, =8,15+2,61-Х-0,0212-Х1

/А 1 // ■ / 1 ¥1 11 И2 =0,959 У, = 21,3+2,02-Х-0,016-Х2 а3 =0,959

О 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 Время, с

Представленные на рисунке 12 данные о фильтратоотдаче ГТС и бездобавочного тампонажного раствора (при перепаде давления 3,5 МПа) свидетельствуют о затухании процесса фильтрации (в случае ГТС после 30 секунд), что хорошо видно по снижению угла наклона линий на графике.

Предполагается, что введенный в состав полимер (Ргае5к>1 2530) способствует связыванию жидкости затворения и кольматации порового пространства фильтра.

Из результатов исследований газопроницаемости, представленных в таблице 1, следует, что сформированный камень, при данных условиях испытаний, практически непроницаем.

Отсутствие фильтрации газа, через сформированный камень объясняется образованием замкнутых пор и прочностью скелета из продуктов твердения минерального вяжущего.

Таблица 1 - Результаты исследований проницаемости камня из ГТС и

бездобавочного тампонажного раствора

№ об раз ца Плотность исходного раствора, кг/м Длина образца, мм Диаметр образца, мм Перепад давления газа при тестирова нии, МПа Расход газа см'/мин Температура °С Проницаемость, мкмЧО"3

Время твердения 24 часа при давлении 15 МПа и температуре 40 "С

1 1300 29 30 0,07 1,6 25 Не проницаем

2 1300 27 30 0,111 1,6 25 Не проницаем

3 1300 27 30 0,21 1,6 25 Не проницаем

4 1900 30 30 0,21 1,7 25 0,04

Время твердения 48 часа при давлении 15 МПа и температуре 40 °С

1 1300 27 30 0,07 1,5 25 Не проницаем

2 1300 30 30 0,12 1,5 25 Не проницаем

3 1300 26 30 0,22 1,5 25 Не проницаем

4 1900 27 30 0,21 1,7 25 0,1

Варьирование соотношений пены и тампонажного раствора дает возможность получать ГТС необходимой плотности, а введение в тампонажный раствор ускорителей твердения позволяет регулировать сроки схватывания ГТС.

Таким образом, по результатам исследований определен следующий состав ГТС (рисунок 13):

С ПЦТ-I-G ) ( Вода )

Тампонажный раствор с В/Ц = 0,45

Q Газблок - 1,2%} /praestol2S30~]

| V 0-2% J

Пена плотностью 250 кг/м3

ГТС плотностью 1500- 1250 кг/м3

Рисунок 13 - Состав газированной тампонажной суспензии

В четвертом разделе предложена технологическая схема (рисунок 14) и описан процесс приготовления и закачивания ГТС в промысловых условиях.

Приготовление ГТС осуществляется в осреднительной емкости 2, куда тампонажный раствор подается цементировочным агрегатом 7, а пена винтовым насосом 5. Пена готовится в блоке приготовления бурового раствора буровой установки 1 с помощью имеющихся перемешивателей 6, смесительной воронки 3 и центробежного насоса 4. В первую очередь в техническую воду вводится водорастворимый полимер, после чего под перемешиватель вводится ПАВ.

Рисунок 14 - Схема приготовления ГТС: 1 - емкость для приготовления пены (блок приготовления буровых растворов БУ); 2 -осреднительная емкость для ГТС; 3 - воронка для ввода сыпучих реагентов; 4 - центробежный насос; 5 - винтовой насос; 6 -перемешиватель; 7 - цементировочный агрегат подающий тампонажный раствор)

Подачу пены в осреднигельную емкость 2 осуществляют при помощи винтового насоса 5. Его использование обусловлено конструктивной особенностью, уменьшающей эффект разрушения пены.

Проблема оценки гидравлических сопротивлений и поведения газированных растворов, будь то ГТС или азотонаполненная тампонажная система (АТС), остается и на сегодняшний день актуальной.

Для более объективной оценки, и в силу расхождения технологии цементирования АТС и ГТС, нами, на основании работ Гукасова Н. А., Леонова Е. Г., Исаева В. И., Кутателадзе С.С. и Стыриковича М.А., предложена методика расчета гидравлических сопротивлений, давлений и потребного количества материалов для цементирования скважин ГТС.

Предложенная методика позволяет рассчитать необходимый объем ГТС для цементирования скважины и гидравлические сопротивления при закачивании ГТС в заколонное пространство, как наиболее важном участке скважины, а так же оценочно определить гидравлические сопротивления в колонне обсадных труб для выявления максимальных давлений на цементировочной головке в процессе цементирования.

Одним из самых сложных и в то же время актуальных вопросов в современном производстве является качество. В области строительства нефтяных и газовых скважин вопрос качества наиболее трудно определим, поскольку на сегодняшний день нет четкой методики ее выявления. Под «качеством крепления скважины» следует понимать совокупность существенных признаков, особенностей и свойств формирования долговременного и надежного канала связи эксплуатационного объекта с поверхностью земли, изоляции и разобщения флюидонасыщенных пластов, укрепления неустойчивых горных пород, обеспечивающих переход скважины из состояния «горной выработки» в «инженерно-техническое сооружение» и выражаемых количественно по средствам оценки «качества технологии» и «качества крепи» применительно к данным горно-геологическим условиям.

Для повышения качества крепления скважин совместно с ГТС предложено использовать специальный изолирующий состав, задачей которого является сохранение герметичности крепи скважин в различных горногеологических условиях и мониторинг состояния крепи скважины (Патент РФ 2351629).

Рецептура изолирующего состава не является твердеющей. Стабильные в течение длительного промежутка времени свойства изолирующего состава позволяют использовать его в качестве дополнительного инструмента изоляции заколонного и межколонного пространств. Кроме того уровень размещения изолирующей жидкости можно постоянно фиксировать с помощью технических средств, и при необходимости пополнять объем изолирующей жидкости. Таким образом, имеется возможность контроля состояния крепи через затрубное пространство, и, как следствие, возможность увеличения долго вечности скважин путем мониторинга качества разобщения пластов.

В пятом разделе представлены результаты внедрения состава ГТС и технологии его приготовления на скважинах № 9832 и № 9828 Новомостовского месторождения.

В ходе опытно - промышленного использования ГТС было выявлено:

- уменьшение расхода цемента до 30% по сравнению с применяющейся технологией;

- снижение давления продавливания в среднем на 10%;

- обеспечение необходимой герметичности, а значит качественного разобщения горных пород.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе результатов анализа геолого-технических условий и качества крепления скважин на месторождениях севера Западной Сибири выявлена и научно обоснована необходимость разработки рецептур

облегченных тампонажных растворов и технологии их приготовления для разобщения высокопроницаемых пластов с низкими пластовыми давлениями.

2. Сделан вывод о невозможности снижения плотности тампонажного раствора ниже 1500 кг/м3 минеральными облегчающими добавками с сохранением необходимой для качественного разобщения пластов с АНПД прочностью и проницаемостью камня.

3. Разработана рецептура газированной тампонажной суспензии в которой снижение растворимости и агрегатирования газовых пузырьков, достигается введением в тампонажный раствор пены из смеси поверхностно-активных (Газблок - 1,2 %) веществ, воды и водорастворимых полимеров (Praestol 2530 - 0,2 %). Регулирование плотности ГТС достигается изменением соотношения объема пены к объему тампонажного раствора, так при отношении 1/! плотность ГТС составляет 1300 кг/м3.

4. Изучен процесс твердения газированной тампонажной суспензии в скважинных условиях, дано объяснение механизму компенсации усадочных деформаций в процессе твердения газированной тампонажной суспензии, а наличие замкнутых, пор доказывает отсутствие растворимости газа, заключенного в оболочку ПАВ и полимера при твердении камня под давлением.

5. Разработана технология приготовления и закачивания ГТС в промысловых условиях, предложена методика расчета гидравлических сопротивлений, отличающаяся от ранее предложенных тем, что учтены изменения свойств ГТС при увеличении давления.

6. Разработан и предложен изолирующий состав в комплексе с ГТС, обеспечивающий герметичность крепи скважины и мониторинг состояния крепи скважины, состоящий из воды; ацетата калия в количестве 5-30 %; мраморной крошки фракции 0,1 мм в количестве 5-45 %; Poly Kern D в количестве 0,3 - 0,5 %; феррохромлигносульфоната в количестве 0,2 - 0,5 %.

7. Разработана инструкция по приготовлению ГТС в промысловых условиях. Экономия материалов в результате применения ГТС при креплении скважин достигает 30 % от запланированных.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих печатных работах:

1. Гребенщиков В.М. К вопросу совершенствования технологии крепления скважин / В.М. Гребенщиков, В.В. Овчинников // Новые технологии - нефтегазовому региону: Материалы шестой регионал. науч. -практ. Конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. - С 151-154.

2. Пат. 2351629 РФ, МПК8 С09К 8/06. Изолирующий состав для герметизации межколонного и заколонного пространств скважин / В.М. Гребенщиков, В.П. Овчинников (Россия). - № 2007137199/03; Заявлено 08.10.2007; Опубл. 10.04.2009, Бюл. № Ю.

3. Цементирование высокопроницаемых горизонтов с низкими пластовыми давлениями / В.М. Гребенщиков, В.П. Овчинников // Бурение & нефть. - 2008. - № 4. - С. 38-40.

4. Гребенщиков В.М. Потенциальные ресурсы повышения качества структуры цементного камня / В.М. Гребенщиков, Е.В. Карпов // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. 2-ая Всерос. науч. -практ. конф. Западно-Сибирского общества молодых инженеров нефтяников при ТюмГНГУ, Society of Petroleum Engineers (SPE) - Тюмень: Изд - во «Печатник», 2008. - С. 80 - 84.

5. Там же. -С. 102 - 108.

6. Исследования свойств газированных тампонажных растворов / В.М. Гребенщиков, В.П. Овчинников, А.Н. Борисов // Бурение & нефть, 2009. -№ 2. - С. 36-38.

7. Гребенщиков В.М. Результаты исследований технологических свойств газированных тампонажных суспензий / В.М. Гребенщиков, В.П.

Овчинников // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. 3-ей Всероссийской науч. - практ. конф. Западно-Сибирского общества молодых инженеров нефтяников при ТюмГНГУ, Society of Petroleum Engineers (SPE) - Тюмень: Издательство «Печатник». 2009. - 344 с. С. 272 - 280.

8. К расчету процесса цементирования скважин газированными тампонажными суспензиями / В.М. Гребенщиков, В.П. Овчинников, В.Г. Голых // Бурение и нефть. - 2009. - № 7-8- С. 55-57.

9. Возможности и преимущества газированных тампонажных суспензий для крепления нефтяных и газовых скважин / В.М. Гребенщиков // Бурение & нефть, 2010.-№3,-С. 10-12.

/ /С

Соискатель 'В.М. Гребенщиков

Издательство «Вектор Бук» Лицензия ЛР № 066721 от 06.07.99 г.

Подписано в печать 26.05.2010 г. Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso. Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ 123.

Отпечатано с готового набора в типографии издательства «Вектор Бук». Лицензия ПД№ 17-0003 от 06.07.2000 г.

625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел. (3452) 46-54-04,46-90-03.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Гребенщиков, Владимир Михайлович

ВВЕДЕНИЕ.

1 ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ СЕВЕРА ТЮМЕНСКОЙ ОБЛАСТИ.

1.1 Литологическое строение Уренгойской группы месторождений.

1.2 Состояние крепи скважин Уренгойской группы месторождений.

1.3 Анализ облегчающих добавок к тампонажным растворам.

1.4 Предпосылки разработки тампонажных растворов плотностью ниже 1500 кг/м3.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 1.

2 ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СВОЙСТВ ГАЗИРОВАННЫХ ТАМПОНАЖНЫХ СУСПЕНЗИЙ.

2.1 Предпосылки создания газированных тампонажных суспензий для цементирования скважин.

2.2 Факторы, определяющие структуру ГТС и формирование из нее камня.

2.3 Влияние структуры порового пространства на плотность ГТС.

2.4 Обоснование компонентов для получения газированной тампонажной суспензии.

2.5 Методы изучения свойств ГТС.

2.6 Планирование экспериментов по определению плотности получаемой пены.

2.7 Планирование экспериментов по определению плотности получаемой ГТС.

2.8 Проведение экспериментов по определению стойкости ГТС.

2.9 Проведение экспериментов по определению прочности образцов тампонажного камня из ГТС, растекаемости и сроков схватывания ГТС.

2.10 Исследование прочностных свойств образцов ГТС при высоких температурах и давлениях.

2.11 Исследование деформационных свойств образцов ГТС в термобарических условиях.

2.12 Исследования фильтратоотдачи ГТС.

2.13 Исследование проницаемости камня из ГТС.

3 РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ СВОЙСТВ ГАЗИРОВАННЫХ ТАМПОНАЖНЫХ СУСПЕНЗИЙ.

3.1 Результаты исследования свойств пен.

3.2 Исследование влияния плотности пены, водосодержания и состава ГТС на ее плотность.

3.3 Влияние В/Ц отношения на стойкость пены.

3.4 Исследование прочности, растекаемости и сроков схватывания

3.5 Исследование влияния температуры и давления на прочность камня.

3.6 Влияние температуры и давления на расширение/усадку камня.

3.7 Исследование фильтратоотдачи тампонажных растворов.

3.8 Исследование проницаемости камня из ГТС.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3.

4 ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА И ТЕХНОЛОГИИ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН ГАЗИРОВАННЫМИ ТЕМПОНАЖНЫМИ СУСПЕНЗИЯМИ.

4.1 Технология и технические средства крепления скважин с использованием газированных тампонажных растворов.

4.2 Технология крепления скважин ГТС.

4.3 Методика расчета гидравлических сопротивлений при цементировании скважин с использованием ГТС.

4.4 Обоснование понятия «качество крепления скважин».

4.5 Факторы, влияющие на качество крепления скважин.

4.6 Современные методы оценки факторов качества крепления скважины.

4.7 Влияние физико-химических процессов, протекающих в тампонажном растворе при его твердении, на обеспечение герметичности крепи скважины.

4.8 Разработка состава заколонной изолирующей жидкости для крепления скважин.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4.

5 ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ГТС.

5.1 Результаты опытно-промысловых работ по внедрению ГТС.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка и исследование газированной тампонажной суспензии, технологии ее применения"

Актуальность проблемы

Это обусловлено и тем, что многие нефтегазовые месторождения, в том числе и в Сибири имеют в верхней части геологического разреза высокопроницаемые пласты с гидростатическими пластовыми давлениями, и ниже гидростатического. Кроме того, такая же проблема возникает на месторождениях находящихся на поздней стадии разработки, и месторождениях, где отбор флюида в верхнем интервале нефтегазоносности закончен, а в нижнем только начат.

Применяющиеся в настоящее время, при цементировании скважин, облегченные тампонажные растворы плотностью 1500 — 1650 кг/м , отвечают требованиям качественного разобщения продуктивных пластов с давлениями выше гидростатического, однако существует необходимость в разработке рецептур и технологии приготовления тампонажных растворов плотностью 1300 - 1200 кг/м' с сохранением физико-механических свойств цементного камня, обеспечивающего герметичность затрубного пространства скважины.

Для успешного цементирования скважин и разобщения продуктивных горизонтов в вышеуказанных условиях, необходимо, в первую очередь, создать на пласты такое противодавление, чтобы в период образования прочного и малопроницаемого цементного камня система пласт - скважина находилась в равновесном состоянии.

Равновесное состояние системы скважина — пласт в условиях низких пластовых давлений и опасности поглощений при цементировании можно поддерживать, применяя газированные тампонажные суспензии (ГТС), однако в настоящее время применение ГТС ограничено сложностью технологии и технических средств, регулирования и контроля процесса цементирования скважин, а также растворением газа в жидкости при увеличении давления. Кроме того, необходимо изучить процесс твердения ГТС, для выявления особенностей твердения и основных характеристик получаемого в результате твердения камня.

Цель работы

Основные задачи исследований

2. Анализ и обобщение результатов исследований и решений по снижению плотности тампонажных суспензий.

4. Разработка технологии приготовления и применения газированной тампонажной суспензии.

Научная новизна

Практическая ценность и реализация работы

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Гребенщиков, Владимир Михайлович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Результаты анализа геолого-технологических условий и качества крепления скважин на месторождениях севера Тюменской области послужили обоснованием для разработки рецептур облегченных тампонажных растворов и технологии их приготовления для разобщения высокопроницаемых горизонтов с низкими пластовыми давлениями.

2. Анализ применяющихся составов показал невозможность снижения плотности тампонажного раствора ниже 1500 кг/м с сохранением необходимой для качественного разобщения прочностью и проницаемостью камня.

3. Разработана рецептура газированной тампонажной суспензии. Снижение растворимости и агрегатирования газовых пузырьков достигается, введением смеси поверхностно-активных веществ, и водорастворимых полимеров.

4. Изучен процесс твердения газированной тампонажной суспензии в скважинных условиях, дано объяснение механизму компенсации усадочных деформаций в процессе твердения газированной тампонажной суспензии, а наличие замкнутых, пор доказывает отсутствие растворимости газа заключенного в оболочку ПАВ и полимера при твердении камня под давлением.

5. Разработана технология приготовления и закачивания ГТС в промысловых условиях. Предложена методика расчета гидравлических сопротивлений, отличающаяся от предложенных ранее тем, что, учтены изменения свойств ГТС при увеличении давления.

6. Разработан и предложен изолирующий состав в комплексе с ГТС обеспечивающий герметичность крепи скважины и мониторинг состояния крепи скважины.

7. В результате применения ГТС экономия материалов при креплении скважин достигает 30 % от запланированных традиционно.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Гребенщиков, Владимир Михайлович, Тюмень

1. Двойников М.В. Газонаполненные тампонажные системы для крепления скважин: Монография / В.П. Овчинников, М.В. Двойников, П.В. Овчинников, В.В.Салтыков Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. -162 с.

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

3. Карагодин Ю.Н. О структуре гигантских месторождений в Западной Сибири / Ю.Н. Карагодин // Геология нефти и газа. -№11.- С.56-60.

4. Мусин М.Х. Геологические основы разработки Самотлорского нефтегазового месторождения / М.Х. Мусин, Ф.К. Салманов, В.К. Федорцов, Ф.З. Хафизов // Геология нефти и газа, 1972. № 9. С. 1-11.

5. ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности: Утв. Постановлением Госгортехнадзора России от 05.06.2003 № 56. М., 2003 - 256 с.

6. Овчинников П.В. Теория и практика вскрытия и разобщения продуктивных пластов со сложными термобарическими условиями: Дис . д-ра техн. Наук: 25.00.15. Тюмень, - 2007. - 470 с.

7. Круглицкий Н.Я. Физико-химическая механика тампонажных растворов: Монография / Н.Я. Круглицкий. Киев: «Наукова думка», 1974. -С. 151-154.

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

9. А.с. 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.

10. А.с. 1460200 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный состав / В.Р. Абдуллин, А.В. Федорова, С.И. Зеликин, JI.M. Попова, В.П. Аберкон (СССР). № 3956889/23-03; Заявлено 17.07.85; Опубл. 23.02.89. Бюл. № 7.

11. А.с. 1124117 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный материал для крепления скважин / В.И. Матицин, В.И. Рябченко, З.А. Литяева, Б.Ф.

12. Егоренко, Н.П. Соколов, (СССР). № 3597927/23-03; Заявлено 21.02.83; Опубл. 15.11.84. Бюл. №42.

13. 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.

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

15. А.с. 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.

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

17. А.с. 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.

18. А.с. 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.

19. А.с. 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.

20. А.с. 884368 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор для низкотемпературных скважин / А.А. Клюсов (СССР). № 2977877/22-03; Заявлено 25.08.80; Опубл. 01.07.85. Бюл. № 12.

21. А.с. 1278444 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный материал / Н.А. Мариапольский, В.Ю. Комнатный, С.Б. Трусов, А.П. Руденко, В.И. Судаков (СССР). № 387800/22-03; Заявлено 08.04.85; Опубл. 23.12.86. Бюл. № 7.

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

23. А.с. 1209827 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный материал /

24. A.И. Булатов, Ю.Я. Тарадыменко, В.В. Галимова, Б.И. Нудельман, А.С. Свенцицкий, А.И. Стравчинский (СССР). № 3736220/22-03; Заявлено 04.05.84; Опубл. 07.02.86. Бюл. № 5.

25. А.с. 922268 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный материал для крепления скважин / А.И. Булатов, В.А. Левшин,

26. B.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.

27. А.с. 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.

28. А.с. 1320393 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор / П.Я. Зельцер, Е.Б. Камынина, Л.В. Николаева, В.В. Севостьянов, П.В. Каверзин, Л.Б. Ковалевич (СССР). № 3967755/22-03; Заявлено 17.02.85; Опубл. 30.06.87. Бюл. № 24.

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

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

31. А.с. 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.

32. А.с. 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.

33. А.с. 613083 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Способ получения тампонажиого материала / А.Т. Горский, А.А. Клюсов, Э.Н. Лепнев, А.И.

34. Козубовский, В.В. Соболевский (СССР). № 1956914/22-03; Заявлено 14.08.73; Опубл. 30.06.78. Бюл. № 24.

35. А.с. 883338 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор / JT.T. Федорова (СССР). № 2900183/22-03; Заявлено 26.03.80; Опубл. 23.11.81. Бюл. № 43.

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

37. А.с. 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.

38. А.с. 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.

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

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

41. А.с. 1573141 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченная тампонажная смесь / И.М. Давыдов, В.А. Евецкий, Л.Я. Кизильштейн, 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.

42. А.с. 1550095 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажная смесь / А.А. Клюсов, В.В. Минаков, П.Г. Кожемякин, Л.М. Каргапольцева, А.Н. Кульков,

43. Н.Г. Блезнюков (СССР). № 4389742/22-03; Заявлено 09.03.88; Опубл.1503.90. Бюл. № 10.

44. А.с. 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.

45. А.с. 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.

46. А.с. 1465544 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор / В.Е. Ахрименко, Е.М. Левин, Л.В. Палий, В.Н. Никифорова (СССР). № 4237845/22-03; Заявлено 01.04.87; Опубл. 15.03.89. Бюл. № 10.

47. А.с. 1507954 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченная тампонажная смесь / А.А. 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.

48. А.с. 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.

49. А.с. 1700202 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / O.K. Ангслопуло, Х.А. Аль-Варди, К.А. Джабаров, А.А. Русаев, Е.А. Коновалов, И.В. Бойко (СССР). № 4650870/22-03; Заявлено 16.02.89; Опубл.2312.91. Бюл. №47.

50. А.с. 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.

51. А.с. 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,

52. Т.Г. Андроникашвили, К.М. Мчедлишвили (СССР). № 3500806/22-03; Заявлено 18.10.82; Опубл. 23.06.84. Бюл. № 23.

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

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

55. Пат. RU 2270329, CI. Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор / В.П. Овчинников, М.В.Двойников, А.А. Фролов, А.В. Будько, С.В.Пролубщиков. № 2004132815/03; Заявлено 10.11.2004; Опубл. 20.02.2006. Бюл. №5.

56. Детков В.П. Применение аэрированных суспензий при цементировании скважин / В.П. Детков, А.Р. Хисмагуллин // Нефтяное хозяйство 2003. № 9.

57. Орешкин Д.В. Высококачественные цементные тампонажные материалы с полыми стеклянными микросферами / Д.В. Орешкин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море 2003. № 7.

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

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

60. 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, А.С. Рекин, Л.И. Рябова. № 99124549/03; Заявлено 22.11.99; Опубл. 27.06.01.

61. Пат. RU 2084427 С1, МП7 E 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.

62. А.с. 1416668 SU, А1 Е 21 В 33/138. Аэрированный тампонажный 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.

63. А.с. 1633092 SU, А1 Е 21 В 33/138. Тампонажный пеноцементный раствор / Р.А. Аллахвердиев, Н.В. Резников. № 4443089/03; Заявлено 22.04.88; Опубл. 07.03.91. Бюл. № 9.

64. А.с. 726306 СССР, М. Кл2. Е 21 В 33/138. Тампонажный 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.

65. А.с. 956753 СССР, М. Кл3. Е 21 В 33/138. Способ получения облегченного раствора / Э.М. Тосунов, Н.А. Полухина (СССР). № 2966510/23-03; Заявлено 31.07.80; Опубл. 07.09.82. Бюл. № 33.

66. Пат. RU 94007861, Al. Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / В.П. Борцов, А.А. Балуев, С.Н. Бастриков. № 94007861/03; Заявлено 05.03.94; Опубл. 10.12.95. Бюл. № 34.

67. РД 39-0147009-721-88Р. Методические рекомендации по применению усовершенствованной технологии цементирования скважинаэрированными тампоиажиыми суспензиями в условиях Западной Сибири. -Краснодар: ВНИИКРнефть, 1988. 96 с.

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

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

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

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

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

73. Ю.Г. Богданова Влияние химической природы компонентов на смачивающее действие растворов смесей поверхностно-активных веществ / Ю.Г. Богданова, В.Д. Должикова, Б.Д. Сумм // Вестник Московского Университетата серия 2. химия. 2004. - Т. 45. - № 3

74. ГОСТ 1581-96. Портландцементы тампонажные. Технические условия. М.: МНТКС, 1998. - 12 С.

75. Кауфман Б.Н. Пенобетон. Подбор состава и основные свойства / Б.Н. Кауфман. М.: Изд. СтройЦНИЛ Главстройлегпрома Наркомата легкой промышленности, 1938. 120 с.

76. Тихомиров В.К. Пены. Теория и практика их получения и разрушения / В.К. Тихомиров М., «Химия», 1975. — 264 с.

77. Manegold Е. Schaum. Heidelberg, 1953. s. 512.

78. Василенко И.Р.Применение пеноцементной технологии в условиях интенсивных поглощений жидкости / И.Р. Василенко. А.В. Красовский, М.В. Чертенков // НефтеГазоПромысловый Инжиниринг. — 2005. -№ 2.-е 4-7.

79. Sebba F. Foams and biliquid foams aphrons. Chichester et al.: Ed. by Department of chem. eng. and chemistry, Virginia (Blacksburg) Politechn. Inst, and State Univ., 1987. 236 p.

80. Куксов B.A. Новое поколение буровых растворов на основе афронов / В.А. Куксов, С.В. Меденцев, С.В. Васильченко // Бурение и нефть. 2002.-№ 8. с-54.

81. Шахова Л.Д. Некоторые аспекты исследований структурообразования ячеистых бетонов неавтоклавного твердения /Л.Д. Шахова // Строительные материалы.- 2003. №2 приложение.- с. 4-7.

82. Урьев Н.Б. Динамика контактных взаимодействий в дисперсных системах / Н.Б. Урьев // Коллоидн. журн. 1999. - Т. 61. - №4.- С. 455-462.

83. Мартыненко В.А. Влияние характеристик межпоровой перегородки на физико-технические свойства ячеистого бетона / В.А. Мартыненко // Строительные материалы и изделия. 2003. - N4. - С. 35-37.

84. Мартыненко В.А. Теоретические и структурные свойства ячеистого бетона / В.А. Мартыненко // Зб1рник наук, праць ПДАБА i Варшавського техн. ушвер. "Threoretical Foundations of Civil Engineering" (Dniepropietrovsk-Warsaw, 2003). C. 177-186.

85. Рунова Р.Ф. Основи виробництва стшових та оздоблювальних матер1ал1в / Р.Ф. Рунова, JI.O. Шешпч, О.Г. Гелевера, B.I. Гоц. К., 2002. -380 с.

86. Ружинский С. Все о пенобетоне / С. Ружинский, А. Портик, А. Савиных. Издательство: СПб., Строй-Бетон, 2006, 630 с.

87. Богданова Ю.Г. Влияние химической природы компонентов на смачивающее действие растворов смесей поверхностно-активных веществ / Ю.Г. Богданова, В.Д. Должникова, Б.Д. Сумм // Вестник Московского Университета Серия 2. Химия,- 2004.- Т. 45.- № 3

88. Кутателадзе С.С. Гидродинамика газожидкостных систем / С.С. Кутателадзе, М.А. Стырикович. Изд. 2-е, перераб. и доп. М., «Энергия», 1976.- 194 с.

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

90. Гукасов Н.А. Гидравлика газожидкостных смесей в бурении и добыче нефти / Н.А. Гукасов. М.: «Недра», 1988. - 236 с.

91. Леонов Е.Г. Гидроаэродинамика в бурении / Е.Г. Леонов, В.И. Исаев -М.: «Недра», 1987.-310 с.

92. Поляков В.Н. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин / В.Н. Поляков, Р.К. Ишкаев, P.P. Лукманов Уфа: «ТАУ», 1999.-408с.

93. Булатов А.И. Справочник инженера по бурению: Справочник / А.И. Булатов, А.Г. Аветисов. В 4 кн. Кн. 2 — 2-е изд., перераб. И под. - М.: Недра, 1995.-272 с.

94. Булатов А.И. Детективная биография герметичности крепи нефтяных и газовых скважин: Монография / А.И. Булатов. Краснодар: Просвещение-Юг, 2008. — 767 с.

95. Ашрафьян М.О. Влияние снижения пластового давления и очистки каверн на качество цементирования скважин / М.О. Ашрафьян, А.В. Кривошей // Нефтяное хозяйство. 2006. - № 11. - С. 58.

96. Методические указания по контролю технического состояния крепи скважин ОАО «Газпром» Филиал ООО «Кубаньгазпром». Москва 2002.-6 с.

97. Штакельберг Д.И. Самоорганизация в дисперсных системах / Д.И. Штакельберг, М.М. Сычев-Рига: Знание, 1990. 175с.

98. Видовский A.JI. Изменение давления и температуры в зацементированной части заколонного пространства / A.JI. Видовский, Р.А. Ахметов, А.И. Булатов // Бурение. 1974. - № 7. - С. 36-40.

99. Видовский A.JI. Промысловые исследования изменения давления в зацементированной части заколонного пространства / A.JI. Видовский, Р.А. Ахметов, В.Я. Пустыльник // Бурение. 1975. - № Ю. — С. 17-21.

100. Сьюмен Дж.О. Причины некачественного первичного цементирования / Сьюмен Дж.О, Снайдер Р.Э. // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1980.-№ 12.-С.11-16.

101. Гилязов P.M. Научно-технические основы и технология разобщения нефтеводоносных пластов / P.M. Гилязов, Р.Ш. Рахимкулов, Н.З. Гибадуллин // Нефтяное хозяйство 2007. - № 6. - С.45-49.

102. А.с. 2351629 RU, МПК8 С09К 8/06. Изолирующий состав для герметизации межколонного и заколонного пространств скважин / Овчинников В.П., Гребенщиков В.М. № 2007137199/03; Заявлено 08.10.2007; Опубл. 10.04.2009.169

Информация о работе

Гребенщиков, Владимир Михайлович
кандидата технических наук
Тюмень, 2010
ВАК 25.00.15

Диссертация

Разработка и исследование газированной тампонажной суспензии, технологии ее применения - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы