Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка и исследование "легких" тампонажных растворов для разобщения пластов с аномально низкими пластовыми давлениями

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка и исследование "легких" тампонажных растворов для разобщения пластов с аномально низкими пластовыми давлениями"

На правах рукописи

БУРДЫГА ВИТАЛИЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ «ЛЕГКИХ» ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ РАЗОБЩЕНИЯ ПЛАСТОВ С АНОМАЛЬНО НИЗКИМИ ПЛАСТОВЫМИ ДАВЛЕНИЯМИ

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2006

Работа выполнена в обществе с ограниченной ответственностью «Когалымский научно-исследовательский и проектный институт нефти» (ООО «КогалымНИГШнефть»)

Научный руководитель - доктор технических наук, ст. науч. сотрудник

Лукмаиов Рауф Рахимович Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Ведущая организация — Сургутский научно-исследовательский и проектный

Защита диссертации состоится 28 июля 2006 г. в 14 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при Государственном образовательном учреждении профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (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 28 июня 2006 г. Ученый секретарь ^

Поляков Владимир Николаевич

- кандидат технических наук, доцент Овчинников Павел Васильевич

институт нефти («СургутНИПИнефть»)

диссертационного совета,

доктор технических наук, профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследований. Практика строительства нефтяных скважин в Западной Сибири показывает, что применение существующих технологических приемов, тампонажных материалов в таких сложных геологических условиях, как чередование интервалов с различными пластовыми давлениями, близкое расположение друг от друга водоносных и нефтеносных горизонтов, низкие градиенты давлений гидроразрыва пластов, бурение скважин с большими отходами от вертикали и повышении требований к охране недр не всегда позволяет обеспечить необходимый уровень качества. Основными проблемами при креплении скважин в таких условиях являются поглощения тампонажных растворов, недоподъем цементного раствора до проектной высоты, недостаточно качественное разобщение пластов и возникновение вследствие этого мсжпластовых перетоков.

Недостаточная эффективность технологии крепления скважин потребовала исследования геолого-технических условий, разработки новых расширяющихся и облегченных тампонажных композиций с улучшенными тампонажно - технологическими свойствами, методов их приготовления, регулирования свойств и применения в конкретных термобарических условиях скважин. Актуальность проблемы требует обоснования и практического решения вопросов снижения репрессии на продуктивные и поглощающие пласты, повышения полноты вытеснения бурового раствора тампонажным, снижения фильтрации, определенной кинетики твердения и расширения раствора, повышенной прочности тампонажного камня.

Цель работы. Повышение технико-экономических показателей и качества крепления скважин разработкой и внедрением легких и расширяющихся тампонажных композиций, методов их применения в сложных горно-геологических условиях.

Основные задачи исследований

1. Анализ влияния гсолого-технических условий, технологии цементирования, применяемых тампонажных материалов на качество крепления скважин и разобщения пластов.

2. Анализ услопий поглощений тампонажных растворов при цементировании скважин и обоснование методов их предупреждения.

3. Разработка легких тампонажных растворов плотностью менее 1270

кг/м3.

4. Разработка расширяющихся тампонажных композиций с сокращенным периодом структурообразования и регулируемой кинетикой расширения.

5. Проведение опытно-промысловых испытаний разработанных тампонажных материалов.

6.' Оценка технико-экономической эффективности внедрения разработок.

Научная новизна

¡.Установлены основные факторы, влияющие на качество крепления скважин при одно и двухступенчатом цементировании. Показано, что для повышения качества крепления скважин и разобщения пластов предпочтительно одноступенчатое цементирование при условии снижения репрессии на продуктивные и поглощающие пласты.

2. Разработана методика определения давления начала поглощения и допустимой плотности тампонажного раствора при цементировании скважин на основе данных станций контроля цементирования.

3. Показано, что кинетику и период расширения тампонажного раствора-камня м'ожно регулировать добавками полимеров и дисперсантов.

Практическая ценность и реализация работы в промышленности. По результатам проведенных исследований разработаны:

- легкий тампонажный раствор с микросферами плотностью в пределах 1220- 1270 кг/м3;

- облегченный тампонажный раствор (патент РФ № 2230883);

- расширяющиеся композиция на основе портландцемента и оксида кальция, содержащая понизитель водоотдачи Hallad — 23, дисперсант CFR — 3 и пеногаситель D-Air 3000 с регулируемым временем начала расширения;

- способ приготовления облегченного тампонажного раствора (патент РФ № 2239050);

- буферная жидкость (патент РФ № 2268350).

Показано, что при использовании легких тампонажных растворов плотностью 1270 кг/и3 вместо гельцемента репрессия на продуктивные пласты при цементировании скважин глубиной 1900 — 3000 м может быть снижена на 3,1 - 6,4 МПа (градиент давления соответственно на 0,0021 - 0,0024 МПа/м).

Разработан метод прогноза изменения плотности, водосмесевого отношения и объема тампонажного раствора с микросферами в зависимости от давления при цементировании скважин.

Результаты исследований вошли в нормативные документы (регламенты, индивидуальные и групповые проекты на строительство скважин) и реализованы при цементировании скважин на месторождениях ТПП «Когалымнефтегаз», ТПП «Лангепаснефтегаз», ТПП «Покачевнефтегаз», ТПП «Ямалнефтегаз» и ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».

Апробация работы. Материалы диссертационной работы докладывались на: первой научно-практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса западной Сибири и пути повышения его эффективности» (Когалым, 2001 г.); IV и V научно-технических конференциях молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории ХМАО (Когалым, 2003 г. и Ханты-Мансийск, 2005 г.); V научно-технической конференции молодых специалистов и ученых организаций группы ОАО «ЛУКОЙЛ» (Москва, 2005 г.); научно-технических конференциях молодых специалистов ООО «КогалымНИПИнефть» (2003, 2005 и 2006 гг.).

Публикации. По материалам исследований опубликовано 12 научных работ, в том числе 3 патента на изобретения.

Объем и структура работы. Диссертационная работа изложена на 119 страницах машинописного текста, содержит 30 таблиц, 19 рисунков. Состоит из введения, 4-х разделов, основных выводов и рекомендаций. Список использованных источников включает 104 наименования.

Ряд экспериментальных и промысловых исследований автор провел совместно с сотрудниками отделения бурения ООО «КогалымНИПИнефть», которым автор глубоко благодарен. Автор признателен заведующему

лабораторией крепления скважин ООО «КогалымНИПИнефть» кандидату технических наук Бакирову Данияру Лябиповичу за оказание содействия в работе над диссертацией.

Особую признательность и благодарность автор выражает своему научному руководителю, доктору технических наук Лукманову Рауфу Рахимовичу, оказавшему неоценимую помощь при выполнении данной работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность, сформулированы цель и задачи исследований, дана краткая характеристика работы.

В первом разделе анализируется состояние крепления скважин на примере месторождений Когалымского региона Западной Сибири на современной стадии их разбуривания и разработки, отечественный и зарубежный опыт и исследования по цементированию скважин, тампонажные цементы и растворы.

Большой вклад в решение вопросов качественного крепления скважин внесли Ф.А. Агзамов, М.О. Ашрафьян, А.И. Булатов, B.C. Данюшевский, М.С. Дон, Н.Х. Каримов, A.A. Клюсов, В.И. Крылов, Ю.С. Кузнецов, А.К. Куксов, У.Д. Мамаджанов, М.Р. Мавлютов, А.Х. Мирзаджанзаде, Д.Ф. Новохатский, В.П. Овчинников, В.Н. Поляков, Ш.М. Рахимбаев, A.A. Рябоконь, Е.М. Соловьев, Н.Е. Щербич, И.Г. Юсупов и др.

Несмотря на существенное достигнутое повышение качества крепления скважин, анализ состояния работ и исследований показывает, что оно во многом зависит от геолого-технических условий и их изменений в процессе разбуривания и эксплуатации месторождений. Основными причинами некачественного крепления скважин и разобщения пластов является не всегда достаточное соответствие применяемых методов и цементов сложным и изменяющимся условиям строительства скважин. Так, на месторождениях Когалымского региона, характеризующихся низкими градиентами гидроразрыва пластов, ростом перепадов давления между нефтеводоносными пластами при малой толщине перемычки между ними. Анализ крепления 492

скважин показал, что частичная или полная потеря циркуляции тампонажных растворов имели место в 2001 году в каждой пятой скважине. В последствии на скважинах производились ремонтно-изоляционные работы, и цементирование обратным способом, при этом доля скважин с недоподъемами цемента составляла 9,1 %, а с межпластовыми перетоками 4,6 % от общего количества скважин.

Для повышения качества крепления скважин в таких условиях необходимы специальные тампонажные цементы и растворы, которые обеспечили бы снижение репрессии на продуктивные и поглощающие пласты в процессе цементирования, высокую герметичность заколонного пространства и долговечность конструкции.

Для предупреждения поглощений, снижения репрессии на поглощающие пласты разработаны и применяются как специально выпускаемые облегченные тампонажные цементы, так и цементы, модифицированные облегчающими добавками на буровой или на базах тампонажных управлений. В качестве последних в настоящее время широко применяются тампонажные растворы с микросферами, свойства которых хорошо описаны в работах В.П. Овчинникова, A.A. Фролова, Д.В. Орешкина, Г,А. Белоусова и др. Которые в качестве наполнителей для облегчения растворов рекомендуют применять высокопрочные микросферы (ВМС), получаемые из смеси жидкого натриевого стекла и вспенивателя. К сожалению, эти растворы в отдельных случаях имеют недостаточно низкую плотность, помимо этого ВМС имеют высокую стоимость. Более дешевыми являются алюмосиликатные микросферы (АСМ), но при применении растворов с данным типом микросфер на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» и ОАО «Славнефть — Мегионнефтегаз» имели место осложнения и аварии, в виду того, что свойства растворов с АСМ в процессе цементирования изменялись непредсказуемо.

Рассмотрение основных направлений развития методов крепления скважин и разобщения пластов показывает, что для повышения качества разобщения пластов целесообразно применять расширяющиеся тампонажные композиции (РТК). Исследования свойств и возможность получения РТК

достаточно хорошо описаны в работах А.И. Булатова, Д.С. Данюшевского, Н.Х. Каримова, В.Г1. Овчинникова и др. Однако РТК для цементирования эксплутационных колонн в интервале продуктивных пластов все еще не нашли широкого применения в практике, так как их свойства не всегда отвечают конкретным геолого-техническим условиям крепления скважин (слишком быстрое загустевание, высокая водоотдача, неконтролируемый период расширения, низкая прочность и адгезия к ограничивающим поверхностям).

Анализ показывает, что для дальнейшего повышения качества крепления скважин необходимо разработать легкие тампонажные смеси и растворы с оптимальными технологическими свойствами, позволяющими существенно снизить репрессию на поглощающие и продуктивные пласты, предупредить осложнения, а также усовершенствовать методику прогноза изменения их свойств под действием высоких давлений и температур. Необходимы РТК с регулируемыми сроками загустевания, низкой водоотдачей, повышенной адгезией к ограничивающим поверхностям и прочностью камня, с определенной величиной и кинетикой расширения.

Во втором разделе приведены результаты исследования влияния способов цементирования на качество крепления скважин и разобщения пластов, обоснована технология цементирования глубоких скважин в одну ступень с пониженной репрессией на продуктивные и поглощающие пласты. Разработана методика, определены давления начала поглощений тампонажных растворов в интервалах продуктивных и вышележащих пластов, давления, возникающие в процессе цементирования на продуктивные пласты по различным технологиям.

Основными объектами разработки в Когалымском регионе являются продуктивные пласты групп АВ, БВ (БС) и ЮВ (ЮС), залегающие на глубинах соответственно 1900, 2500 и 2900 м. Глубины по стволу наклонно-направленных скважин, соответственно, больше на 200-500 м. При цементировании скважин в одну ступень возникают поглощения тампонажных растворов. С увеличением глубины вероятность гидроразрыва пластов и поглощения растворов возрастает. При двухступенчатом цементировании

уменьшается вероятность поглощения тампонажного раствора в продуктивном интервале, но не исключаются поглощения гельцементного раствора в верхних интервалах разреза разрыва сплошности цемента, и недоподъема тампонажного раствора до проектной высоты. По сравнению с одноступенчатым меньше доля скважин с недоподъемом цемента до проектной высоты, ниже репрессия на продуктивные пласты, ниже вероятность гидроразрыва пластов и поглощения тампонажного раствора, но больше доля скважин с мсжпластовыми перетоками (13,0 % и 6,2 % от общего количества скважин, пробуренных в 2002 году соответственно). Больше затрачивается времени и средств на крепление скважин (ОЗЦ между ступенями от 3 до 8 часов, затраты на разбуривание УСЦ или проталкивание пробки МЦП до забоя от 16 до 48 часов, стоимость строительства скважины при двухступенчатом цементировании увеличивается на 3-5 %).

Лучший контакт цемента с колонной и породой и меньшее количество заколонных перетоков при одноступенчатом цементировании, объясняется тем, что происходит более эффективный смыв фильтрационной корки бурового раствора со стенок скважин и более лучшая очистка каверн от остатков бурового раствора и шлама.

Следовательно, предпочтительно использовать одноступенчатое цементирование, при условии снижения репрессии на продуктивные и вышележащие пласты в процессе цементирования до того же уровня значений и меньше, что и при двухступенчатом способе крепления скважины.

При цементировании скважин станциями контроля цементирования (СКЦ) записывается диаграмма, на которой фиксируется текущее время, плотность тампонажных растворов, расход насосов, объем закачиваемых жидкостей и давления на насосах. В тех случаях, когда цементирование скважин происходит без осложнений, давления на насосных агрегатах плавно возрастает.

В случае поглощения тампонажного раствора на устье скважины отмечается потеря циркуляции бурового раствора (буферной жидкости) и

снижение рабочего давления на насосах цементировочных агрегатов, которые фиксируется на диаграмме СКЦ, рисунок 1.

Рисунок 1 — Диаграмма СКЦ при цементировании скважины с поглощением тампонажного раствора в проницаемые пласты

Для определения давлений начала поглощений тампонажного раствора была разработана методика. Суть этой методики заключается в следующем. При поглощении тампонажного раствора в определенный момент времени давление на насосах агрегата перестает возрастать и начинает снижаться (рисунок 1). В этот период происходит гидроразрыв пласта (или раскрытие существующих трещин), начинается поглощение тампонажного раствора с понижением уровня жидкостей (бурового раствора, буферной жидкости и тампонажного раствора) в затрубном пространстве. Одновременно с поглощением происходит тампонирование каналов поглощения, вследствие чего подъем тампонажного раствора в затрубном пространстве возобновляется, давление нагнетания начинает возрастать.

По диаграмме СКЦ определяется время начала и окончания поглощения, объем поглощаемого раствора, временной период тампонирования канзлов

поглощения, величина недоподъема тампонажного раствора до проектной высоты. Зная глубину залегания поглощающего пласта, рассчитывают давления, действующие на него перед поглощением. После чего определяется плотность тампонажного раствора, при которой поглощения не происходит.

Расчеты показали, что градиенты давлений начала поглощений на Вать-Еганском месторождении в интервале Алымской свиты, равны 0,0145 МПа/м, а в интервалах продуктивных пластов 0,0152 - 0,0156 МПа/м. Для таких условий плотность тампонажного раствора не должна превышать 1380 кг/м3, тогда как расчет, производимый по известным методикам, допускал применения тампонажного раствора с плотностью до 1540 кг/м3. В результате чего происходили поглощения тампонажных растворов.

Преимущество предлагаемой методики заключается в том, что при помощи нее появляется возможность оперативно определять давление поглощения тампонажного раствора на конкретном участке месторождения. Достоверность разработанной методики расчета подтвердили опрессовки стволов скважин № 9799/249 и № 9762/249 Тевлинско-Русскинского месторождения (расчетная величина начала давления поглощений, менее фактического замера на 1,1 %). Разработанная методика применима при проектировании плотности тампонажных растворов для крепления скважин, строящихся на месторождениях в поздней стадии разработки, при наличии данных СКЦ по зацементированным ранее скважинам.

Результаты расчета давлений при цементировании скважин показали, что при одноступенчатом цементировании скважин с использованием легкого тампонажного раствора плотностью 1270 кг/м3 репрессии на продуктивные пласты могут быть снижены на 3,1 - 6,4 МПа (градиент давлений на 0,0021 — 0,0024 МПа/м соответственно) или в 1,15 раз по сравнению с использованием гельцемента (таблица 1).

Снижение репрессии на поглощающие и продуктивные пласты позволит обеспечить подъем цемента на расчетную высоту, уменьшит загрязнение продуктивного пласта фильтратами тампонажных растворов, снизит их отрицательное влияние на продуктивность скважин. Оценочные расчеты

показывают, что при снижении репрессии на пласт на 3,1 - 6,4 МПа, глубина проникновения фильтрата тампонажного раствора в пласт уменьшается в 1,23 раза, а коэффициент продуктивности скважин может возрасти.

Таблица 1 — Давления при одноступенчатом цементировании скважин с

использованием легкого цемента

Продуктивный пласт Начальное пластовое давление, МПа Давление гидроразрыва пласта, МПа Давление на пласт в конце цементирования, МПа Снижение репрессии на пласт по сравнению с цементированием гельцементным раствором, МПа

подъем до устья подъем 380 м от устья подъем до устья подъем 380 м от устья

AB 19,0 30,5 26,4 25,4 4,0 3,1

БВ.БС 26,0 42,8 36,7 35,5 6,0 4,8

Ю 29,0 46,1 39,6 38,6 6,4 5,5

В третьем разделе приводятся методика, результаты исследований, разработки легких тампонажных растворов на основе ПЦТ III 06-5-50 и полиоксихлорида алюминия (ПОХА) плотностью 1370 - 1380 кг/м3, тампонажного раствора на основе цемента нормальной плотности с добавками микросфер (ТРАСМ) плотностью 1220 — 1270 кг/м3 и РТК с повышенной изолирующей способностью для крепления продуктивных пластов, методика прогноза изменения свойств ТРАСМ в процессе цементирования скважин.

Ассортимент облегченных цементов заводского изготовления крайне ограничен и не всегда отвечает предъявляемым требованиям. На основе ПЦТ III 06-5-50, выпускаемого на Новотроицком цементном заводе, введением в него добавки полиоксихлорида алюминия (ПОХА) разработан состав тампонажного раствора с плотностью, не превышающей 1380 кг/м3. ПОХА способствует расширению твердеющей системы, а сформировавшийся камень обладает безусадочными свойствами с образованием прочной структуры, тогда как у гельцементных растворов усадка достигает 8,0 %. Водоотделение у тампонажного раствора с ПОХА не превышает 1,8 %, у гельцементного раствора достигает 16 %. Предел прочности на изгиб цементного камня с этой добавкой, твердевшего при 50 °С, больше прочности камня из гельцемента и из

ПЦТ III 06-5-50 без добавки практически в два раза (1,9 - 2,2 МГ1а против 0,7 -1,1 МПа). Существенным преимуществом разработанного тампонажного раствора является высокая адгезия цементного камня к металлу (3,0 - 3,2 кН против 0,3 - 1,9 кН у гельцементных растворов и камня на основе ПЦТ III 06-550 без добавки ПОХА). Разработанный тампонажный раствор признан изобретением (патент РФ № 22030883).

Разработан легкий тампонажный раствор плотностью 1220 - 1270 кг/м3 с добавкой алюмосиликатных микросфер. Свойства разработанного тампонажного раствора с добавкой ACM (ТРАСМ) удовлетворяют требованиям цементирования скважин в одну ступень с пониженной репрессией на поглощающие и продуктивные пласты. Исследования показали, что введение в состав тампонажного раствора с микросферами полимера ведет к уменьшению влияния давления на его плотность. Для условий Когалымского региона оптимальным является состав, состоящий из смеси ПЦТ 1-50 (70 %) и алюмосиликатных микросфер марки MC — 400 (30 %) с добавкой Сульфацелла (0,2 % к массе сухой смеси) и трибутилфосфата (0,04 % к массе сухой смеси), затворяемый при водоцементном отношении 0,85, который имеет плотность в атмосферных условиях 1220 кг/м5, а после создания давления более 30 МПа -1270 кг/м3, водоотдача такого раствора не превышает 110 см3 за 30 минут, а предел прочности цементного камня на изгиб, сжатие через 2 суток твердения при 22 °С составляет соответственно 0,5 и 1,5 МПа.

В результате проведенной работы совместно с ЗАО «Гранула» и УГТУ были разработаны ТУ 5712-001-49558624-2003 на микросферы марки МС-400 предназначенные для крепления скважин на месторождениях Среднего Приобья.

При цементировании скважин в Западной Сибири с применением ТРАСМ имели место несколько случаев значительного повышения рабочего давления в процессе продавки его в затрубное пространство и оставления большого цементного стакана в обсадной колонне. Это происходило из-за недостаточного знания свойств этих растворов. ТРАСМ представляют собой трехфазные системы (твердые частицы, вода затворения и газ в микросферах), свойства

которых под действием давления существенно меняются из-за разрушения микросфер и изменения объема газа.

На рисунках 2 и 3 представлены результаты экспериментов по исследованию зависимости изменения плотности и вязкости легкого тампонажного раствора от давления.

АСМ - 25 %, НЦТ 1-50 - 75 %, В/Ц - 0,6 — ЛСМ - 30 %, НЦТ 1-50 - 70 %, В/Ц - 0,6 АСМ - 30 %, Г1ЦТ 1-50 - 70 %, В/Ц - 0,85

Рисунок 2 — Изменение плотности тампонажного раствора в зависимости от создаваемого на него давления

Рисунок 3 — Изменение вязкости тампонажного раствора в зависимости от создаваемого на него давления

Плотность ТРАСМ при различном водоцсмснтном отношении начинает увеличиваться после воздействия давления 15-20 МПа и стабилизируется при давлении 30 - 37 МПа. Вязкость у ТРАСМ с водоцементным отношением равным 0,60 и 0,65 при создании давления свыше 15 МПа интенсивно увеличивается, раствор становится малопрокачивасмым, растекаемость снижается до 12 см. При дальнейшем увеличении давления вязкость раствора растет незначительно.

При высоких значениях водоцементного отношения (0,85) вязкость раствора уже мало зависит от давления. Результаты экспериментов показывают, что свойства ТРАСМ существенно зависят от создаваемой на них нагрузки.

Под действием давления часть микросфер разрушается, а заключенный в них газ сжимается. В это же время происходит замещение части объема газа в микросфере водой, использованной для затворения, что приводит к уменьшению по сравнению с исходным водоцементного отношения непосредственно в системе цемент-вода. В результате вязкость и плотность легкого тампонажного раствора увеличиваются, что обусловлено одновременным действием нескольких факторов - величины давления, прочности АСМ, уменьшения объема газа и собственно объема не разрушившихся микросфср, уменьшения водоцементного отношения.

Характер изменения объема ТРАСМ в процессе цементирования представлен на рисунке 4,

При достижении давления на «голову» ТРАСМ, превышающего прочность оболочки АСМ, происходит разрушение части микросфер (1), при этом газ в микросферах сжимается (2, 3), далее при выходе тампонажного раствора в затрубное пространство (4) давление на «голову» тампонажного раствора уменьшается, и объем ТРАСМ стремится к первоначальному. При этом по мере приближения к устью скважины плотность ТРАСМ в затрубном пространстве будет снижаться, за счет расширения газа, высвобождающегося из микросфер. Такой характер изменения плотности раствора в затрубном пространстве подтверждается данными гамма-гамма цементометрии и

непосредственным определением плотности тамнонажных растворов выходящих на устья скважин в процессе цементирования.

Объем ТРАСМ, м5

Рисунок 4 — Изменение объема легкого тампонажного раствора в процессе цементирования скважины

Для определения плотности тампонажного раствора получено выражение, в котором учитывается частичное разрушение оболочки микросфер под давлением, тогда как в работах других исследователей при прогнозе плотности раствора под давлением предполагается полное разрушение оболочки микросфер:

Рско= (mu+rnilCM+mtl)/(m„/pu+mlacM/p,CM+mB/p,+ m"0CM./p06„), (1)

где mu- масса цемента, кг;

Шасм - масса микросфер, кг;

т„ - масса воды, кг;

рц-плотность цемента, кг/м3;

т'асм - масса не разрушившихся АСМ, кг;

pa«, - плотность микросферы, кг/м3;

mu,CM - масса разрушившихся АСМ, кг;

робл- плотность оболочки микросферы, кг/м3.

Расчет объема ТРАСМ в скважинных условиях, можно произвести по следующей формуле:

VP = (p атм' кско )V атм» (2)

где ратм - плотность ТРАСМ в атмосферных условиях, кг/м3;

VaTM - объем раствора в атмосферных условиях, м3.

Применение этих формул при планировании цементирования скважин позволило избежать осложнений и аварий.

Для надежной изоляции пластов РТК должна обладать сокращенным периодом времени между началом загустевания цементного теста и началом структурообразования камня, а ее кинетика расширения должна быть регулируемой.

Экспериментальные исследования показали, что для получения РТК и растворов с такими свойствами в тампонажный цемент необходимо вводить не только расширяющиеся добавки и пластификаторы, но и повышающие вязкость полимеры (таблица 2).

Таблица 2 - Физико-механические свойства РТК

№ Г1П Состав РТК Плотность, кг/м3 Е? са Растекаемость, мм Водоотделение, % Водоотдача, см3/30 мин Прочность цементного камня через 1 сут, при 75 "С, МПа Расширение и адгезия камня через 72 ч. в условиях приближенных к скважинным (испытание при 35 МПа и 75 С)

изгиб сжатие Изменение объема пробы,% Адгезия, кН

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

1 ПЦТ I-G - 100 % 1910 0,44 220 1,3 220 4,7 20,7 -3 7,6

2 ПЦТ I-G - 97,5 % СаО - 2,5 % 1900 0,44 200 0,8 190 4,5 19,3 + 2 12,3

3 ПЦТ I-G - 95 % СаО-5 % 1900 0,44 180 0,3 190 4,3 19,0 + 8 18,4

4 ПЦТ I-G - 100 % ПОХА- 1,0% 1910 0,44 180 0,1 160 4,8 19,0 +-2 7,0

Продолжение таблицы 2

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

5 ПЦТ 1-С - 95 % СаО - 5 % НаИа4 — 23 - 0,25 % СРЯ-3-0,2% 1900 0,44 210 0 30 4,0 17,0 + 7 16,0

6 ПЦТ № - 100% ПОХА - 2,0 % IЫМ-23-0,25 % СРЯ- 3-0,4% 1910 0,44 180 0 15 4,3 22,1 + 3 10,4

Влияние добавки различной концентрации полимеров на кинетику расширения РТК представлено на рисунке 5 (опыты проводились на специально модернизированной установке УС-1М-1 при 35,0 МПа и 75 °С).

30 69 90

-ПЦТ 1-е - 95 %, СаО - 5 % -ПЦТ 1-0 - 95 %, СаО - 5 %, СРК-З - 0,4 % •ПЦТ 1-С - 95 %, СаО - 5 %, На11а<1-23 - 0,25 %, СРИ-З - 0,2 % ■ПЦТ 1-а - 100 %, ПОХЛ - 2 %, На11ас)-23 - 0,25 %, СРЯ-3 - 0,4 %

240 27®

Время, мни

Рисунок 5 - Кинетика расширения РТК

Необходимым периодом расширения (начало расширения по истечении 60 минут от момента затворсния — время подъема раствора на проектную высоту) обладают РТК, содержащие в своем составе 5 % СаО или 2 % ПОХА, обработанные понизителем водоотдачи и пластификатором. У необработанных химреагентами составов, а также у РТК, включающих в свой состав только пластификатор, расширение наблюдается практически сразу после затворения цементного раствора. При введении в состав РТК полимера происходит

замедление гашения оксида кальция (алюминия) полимером и замедления процесса гидратации силикатных минералов в цементе.

Оптимальными свойствами обладает состав РТК № 6 (таблица 2). В термобарических условиях расширение такого состава начинается через 70 минут после затворсния, величина расширения достигает 7 %, что в 2,1 раза больше, чем у цемента без добавок. Основными преимуществами разработанного РТК перед известными является: возможность регулировать кинетику расширения, низкая водоотдача тампонажного раствора, нулевая газопроницаемость цементного камня, повышенная изолирующая способность за счет сниженного водоцементного отношения, увеличения вязкости жидкости затворения и сокращения периода времени между началом загустевания цементного теста и началом структурообразования камня.

В четвертом разделе работы приводятся результаты опытно-промышленных испытаний внедрения, оценки экономической эффективности разработок.

Для проведения безаварийной работы при использовании ТРАСМ необходимо, чтобы плотность раствора в процессе приготовления не колебалась более чем на 20 кг/м3 от заданного уровня, для обеспечения этого условия был разработан способ приготовления ТРАСМ, суть которого в том, что с микросферами предварительно смешивают сухой порошкообразный полимерный понизитель водоотдачи, после чего полученную смесь смешивают с цементом, а затворение производят на водном растворе пеногасителя. Разработанный способ приготовления однородного тампонажного раствора успешно испытан и используется в промышленных масштабах в ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» и ОАО «Славнефть - Мегионнефтегаз» (патент РФ № 2239050).

Промысловые испытания разработок проводилось на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь», сравнительный анализ данных АКЦ по скважинам, зацементированным по опытной и базовой технологиям, свидетельствует об эффективности разработок.

При использовании ТРАСМ — во всех скважинах при одноступенчатом цементировании снижена репрессия на поглощающие пласты в среднем на 5,0 МПа, а на продуктивные пласты на 3,1 - 6,4 МПа (градиент давления на пласты снижен соответственно на 0,0021 — 0,0024 МПа/м), обеспечен подъем цемента на проектную высоту, отсутствуют межпластовые перетоки по цементному кольцу. По результатам работы была разработана «Инструкция по приготовлению и применению легких тампонажных растворов на основе микросфер».

При применении РТК доля сплошного контакта цемента с колонной повысилась с 57,3 % до 66,9 %, а с породой с 43,3 % до 49,2 % был составлен и утвержден «Временный технологический регламент по применению облегченных и расширяющихся цементов при креплении скважин в условиях ТПП «Когалымнефтегаз».

Промысловые испытания облегченного цемента с добавкой полиоксихлорида алюминия проведены на скважине № 9762 куста № 249 Тевлинско-Русскинского месторождения. Анализ качества крепления по данным ГИС показал, что в опытной скважине достигнута проектная высота подъема цемента (170 м — по данным АКЦ, 380 м - проектные требования), однородность заполнения затрубного пространства возросла по сравнению с базовой технологией с 26,4 % до 48,1 %.

Легкие тампонажные растворы внедрены на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» и ОАО «Славнефть - Мегионнефтегаз» при одноступенчатом цементировании 305 скважин с общим экономическим эффектом 43 615 тыс. рублей, который обусловлен сокращением сроков строительства скважин и уменьшением материальных затрат.

Рецептуры расширяющихся тампонажных цементов внедрены на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» при цементировании 24 скважин с экономическим эффектом 1 932 тыс. рублей, получаемого за счет увеличения межремонтного периода эксплуатации скважин.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Установлено на примере строительства скважин на месторождениях Когалымского региона, характеризующихся низкими градиентами гидроразрыва пластов, малыми толщинами перемычек между нефтеводоносными пластами, поглощениями буровых и тампонажных растворов, что одноступенчатое цементирование предпочтительно по сравнению с двухступенчатым при условии снижения репрессии на продуктивные и поглощающие пласты за счет снижения плотности тампонажных растворов.

2. Разработана методика, определены давления начала поглощения и допустимая плотность тампонажных растворов при цементировании скважин на основе данных станций контроля цементирования.

3. Показано, что при использовании легких тампонажных растворов плотностью 1270 кг/м1 вместо гельцемента репрессия на продуктивные пласты при цементировании скважин глубиной 1900 - 3000 м может быть снижена на 3,1 - 6,4 МПа (градиент давления на 0,0021 - 0,0024 МПа/м соответственно), при этом коэффициент продуктивности скважин может возрасти.

4. Разработаны легкие тампонажные растворы плотностью 1220 - 1270 кг/м3 с пониженной водоотдачей и повышенной седиментационной устойчивостью, методы приготовления и прогноза изменения их плотности, водосмесевого отношения, объема и давления при цементировании скважин.

5. Разработан легкий тампонажный раствор на основе цемента ПЦТ III 06-5-50 и полиоксихлорида алюминия плотностью 1370 - 1380 кг/м3, меньшей, чем у гельцемента (1500 кг/м3).

6. Разработана расширяющаяся тампонажная композиция на основе портландцемента и оксида кальция с регулируемой кинетикой расширения, пониженным водоцементным отношением и водоотдачей, с высокой адгезией к ограничивающим поверхностям, сокращенным периодом структурообразования.

7. При креплении более чем 300 скважин с использованием разработанных тампонажных растворов, методов приготовления и регулирования их свойств, цемент поднят на проектную высоту, отсутствуют межпластовые перетоки.

8. По результатам проведенных работ разработаны и внедрены в производство:

- «Инструкция по приготовлению и применению легких тампонажных растворов на основе микросфер» для ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» и ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»;

- «Временный технологический регламент по применению облегченных и расширяющихся цементов при креплении скважин в условиях ТИП «Когалымнефтегаз»;

- ТУ 5712-001-49558624-2003 на микросферы марки МС-400 предназначенные для крепления скважин на месторождениях Среднего Приобья.

9. Объем промышленных испытаний и внедрения разработок в 2003 — 2005 гг. по ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» и ОАО «Славнефть -Мегионнефтегаз» составил более 300 скважин с экономическим эффектом около 46 млн. рублей.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ ОПУБЛИКОВАНЫ В СЛЕДУЮЩИХ ПЕЧАТНЫХ РАБОТАХ:

1. Гринько Ю.М. Применение тампонажных растворов с повышенными изолирующими свойствами РГШС при цементировании скважин в условиях АВПД / Ю.М. Гринько, В.А. Бурдыга, Е.В. Тимофеева, A.B. Кривошей, А.Ш. Хачмамук, A.C. Бессонов, Д.И. Бондаренко // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2001. — № 7 — С. 21-23.

2. Бакиров Д.Л. Анализ влияния технологии двухступенчатого цементирования на качество крепления скважин (на материалах ТИП «Когалымнефтегаз») / Д.Л. Бакиров, В.А. Бурдыга // Проблемы нефтегазового

комплекса западной Сибири и пути повышения его эффективности: Тез. докл. 1-й науч. - практ. конф. - Когалым: КогалымНИПИнефть, 2002. - С. 43 - 46.

3. Лукманов P.P. Влияние технологии ступенчатого цементирования на качество крепления скважин и разобщения пластов в Когалымском регионе / P.P. Лукманов, Д.Л. Бакиров, В.Л. Бурдыга, И.Я. Дорошенко // Строительство нефтяных и газовых скважин на сушс и на море. - 2003. - № 7 - С. 37 - 39.

4. Лукманов P.P. Предупреждение поглощений тампонажных растворов при креплении скважин на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» / P.P. Лукманов, Д.Л. Бакиров, В.А. Бурдыга // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2003. - № 11 - С. 25-29.

5. Бурдыга В.А. Разработка технологии крепления скважин в одну ступень с пониженной репрессией на продуктивные пласты применительно к месторождениям ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» II IV конференция молодых ученых и специалистов нефтяной и геологоразведочной отрасли ХМАО: Тез. докл. 4-й науч. - техн. конф. - Уфа: КогалымНИПИнефть, 2003. -С. 90-95.

6. Лукманов P.P. Разработка облегченного тамнонажного раствора для крепления скважин в условиях Среднего Приобья / P.P. Лукманов, Д.Л. Бакиров, В.А. Бурдыга // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2004. - № 3 - С. 32-34.

7. Лукманов P.P. Исследования и опыт крепления скважин расширяющейся тампонажной композицией в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» / P.P. Лукманов, Д.Л. Бакиров, В.А. Бурдыга // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2004. - № 4 - С. 29-33.

8. Лукманов P.P. Метод прогноза изменения свойств и предупреждения осложнений при цементировании скважин с использованием тампонажных растворов с микросферами / P.P. Лукманов, Д.Л. Бакиров, В.А. Бурдыга, С.М. Трачев И Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2005.-№8-С. 38-42.

9. Бурдыга В.А. Разработка новых составов буферных жидкостей для крепления нефтяных скважин на месторождениях Среднего Приобья // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2005. - № 9 -

10. Пат. 2230883 РФ, МПК 6 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор / В.А. Бурдыга, Д.Л.Бакиров, Н.Х. Каримов (Россия). - JVs 2002109342; Заявлено 10.04.2002; Опубл. 20.06.2004, Бюл. № 17.

11. Пат. 2239050 РФ, МПК 6 Е 21 В 33/138. Способ приготовления облегченного тампонажного раствора / P.P. Лукманов, Д.Л. Бакиров, И.Я. Дорошенко, В.А. Бурдыга, В.Н. Попов (Россия). - № 2003125406; Заявлено 18.08.2003; Опубл. 27.10.2004, Бюл. № 30.

12. Пат. 2268350 РФ, МПК 6 Е 21 В 33/138. Буферная жидкость / P.P. Лукманов, Д.Л. Бакиров, В.А. Бурдыга (Россия). - № 20041211595; Заявлено 16.07.2004; Опубл. 20.01.2006, Бюл. № 2.

С. 59-60.

Соискатель

В.А. Бурдыга

Подписано в печать 20.06.2006 г. Формат 60x84/16. Бумага финская. Печать Riso. Усл. печ. л. 1,40. Тираж 100. Заказ 232.

Издательство «Вектор Бук». Лицензия ЛР № 066721 от 06.07.1999 г.

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, Бурдыга, Виталий Александрович

ВВЕДЕНИЕ.

1 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН И РАЗОБЩЕНИЯ ПЛАСТОВ.

1.1 Геолого-технические условия, технология, качество крепления скважин и разобщения пластов в Западной Сибири на примере Когалымского региона.

1.2 Анализ отечественного и зарубежного опыта крепления скважин, предупреждения поглощений и надежного разобщения пластов.

1.3 Анализ основных свойств известных облегченных и расширяющихся тампонажных композиций и растворов.

4Г ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 1.

2 ОБОСНОВАНИЕ ВОЗМОЖНОСТИ СНИЖЕНИЯ РЕПРЕССИЙ НА ПОГЛОЩАЮЩИЕ И ПРОДУКТИВНЫЕ ПЛАСТЫ, ПОВЫШЕНИЯ КАЧЕСТВА ОДНОСТУПЕНЧАТОГО ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ГЛУБОКИХ СКВАЖИН.

2.1 Исследование влияния способа цементирования на качество крепления скважин и разобщения пластов.

2.2 Определение давлений начала поглощений и допустимой плотности тампонажных растворов при цементировании скважин.

2.3 Обоснование возможности снижения репрессий на поглощающие и продуктивные пласты, предупреждения поглощений при цементировании скважин.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2.

3 ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ЛЕГКИХ И РАСШИРЯЮЩИХСЯ ТАМПОНАЖНЫХ КОМПОЗИЦИЙ И РАСТВОРОВ.

3.1 Методика и методы проведения исследований тампонажных цементов и растворов.

3.2 Исследование и разработка легкого тампонажного раствора с добавкой полиоксихлорида алюминия.

3.3 Исследование и разработка легких тампонажных смесей и растворов, облегченных микросферами.

3.4 Разработка методики прогноза изменения плотности тампонажного раствора с алюмосиликатными микросферами в процессе цементирования скважин.

3.5 Исследование и разработка рецептур расширяющихся тампонажных композиций для цементирования продуктивного интервала скважин.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3.

4 РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТАМПОНАЖНЫХ СМЕСЕЙ И РАСТВОРОВ. ИСПЫТАНИЕ, ВНЕДРЕНИЕ И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАЗРАБОТОК.

4.1 Технология приготовления тампонажных смесей и растворов.

4.2 Промысловые испытания и внедрение легких тампонажных смесей и растворов.

4.3 Промысловые испытания и внедрение расширяющихся тампонажных композиций.

4.4 Технико-экономическая эффективность разработок.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка и исследование "легких" тампонажных растворов для разобщения пластов с аномально низкими пластовыми давлениями"

Актуальность темы исследований. Практика строительства нефтяных скважин в Западной Сибири показывает, что применение существующих технологических приемов, тампонажных материалов в таких сложных геологических условиях, как чередование интервалов с различными пластовыми давлениями, близкое расположение друг от друга водоносных и нефтеносных горизонтов, низкие градиенты давлений гидроразрыва пластов, бурение скважин с большими отходами от вертикали и повышении требований к охране недр не всегда позволяет обеспечить необходимый уровень качества. Основными проблемами при креплении скважин в таких условиях являются поглощения тампонажных растворов, недоподъем цементного раствора до проектной высоты, недостаточно качественное разобщение пластов и возникновение вследствие этого межпластовых перетоков.

Недостаточная эффективность технологии крепления скважин потребовала исследования геолого-технических условий, разработки новых расширяющихся и облегченных тампонажных композиций с улучшенными тампонажно - технологическими свойствами, методов их приготовления, регулирования свойств и применения в конкретных термобарических условиях скважин. Актуальность проблемы требует обоснования и практического решения вопросов снижения репрессии на продуктивные и поглощающие пласты, повышения полноты вытеснения бурового раствора тампонажным, снижения фильтрации, определенной кинетики твердения и расширения раствора, повышенной прочности тампонажного камня.

Цель работы. Повышение технико-экономических показателей и качества крепления скважин разработкой и внедрением легких и расширяющихся тампонажных композиций, методов их применения в сложных горно-геологических условиях.

Основные задачи исследований

1. Анализ влияния геолого-технических условий, технологии цементирования, применяемых тампонажных материалов на качество крепления скважин и разобщения пластов.

2. Анализ поглощений тампонажных растворов при цементировании скважин и обоснование методов их предупреждения.

3. Разработка легких тампонажных растворов плотностью менее 1270 л

4 кг/м .

4. Разработка расширяющихся тампонажных композиций с сокращенным периодом структурообразования и регулируемой кинетикой расширения.

5. Проведение опытно-промысловых испытаний разработанных тампонажных материалов.

6. Оценка технико-экономической эффективности внедрения разработок.

Научная новизна

1. Установлены основные факторы, влияющие на качество крепления скважин при одно и двухступенчатом цементировании. Показано, что для повышения качества крепления скважин и разобщения пластов предпочтительно одноступенчатое цементирование при условии снижения репрессии на продуктивные и поглощающие пласты.

2. Разработана методика определения давления начала поглощения и допустимой плотности тампонажного раствора при цементировании скважин на основе данных станций контроля цементирования. Установлены фактические градиенты давлений начала поглощений в интервалах продуктивных (0,0152 - 0,0156 МПа/м) и вышележащих пластов Алымской свиты (0,0145 МПа/м) на примере Вать-Еганского нефтяного месторождения.

3. Показано, что кинетику и период расширения тампонажного раствора-^ камня можно регулировать добавками полимеров и дисперсантов.

Практическая ценность и реализация работы в промышленности. По результатам проведенных исследований разработаны:

- легкий тампонажный раствор с микросферами плотностью в пределах 1220- 1270 кг/м3;

- легкий тампонажный раствор на основе ПЦТ III 06-5-50 и полиоксихлорида алюминия плотностью 1370 - 1380 кг/м3 (патент РФ № 2230883);

- расширяющиеся композиция на основе портландцемента и оксида кальция, содержащая понизитель водоотдачи Hallad - 23, дисперсант CFR - 3 и пеногаситель D-Air 3000 с регулируемым временем начала расширения;

- способ приготовления облегченного тампонажного раствора с микросферами (патент РФ № 2239050);

- разделительная буферная жидкость (патент РФ № 2268350).

Показано, что при использовании легких тампонажных растворов плотностью 1270 кг/м3 вместо гельцемента репрессия на продуктивные пласты при цементировании скважин глубиной 1900 - 3000 м может быть снижена на 3,1 - 6,4 МПа (градиент давления соответственно на 0,0021 — 0,0024 МПа/м), при этом может возрасти коэффициент продуктивности скважин.

Разработан метод прогноза изменения плотности, водосмесевого отношения и объема тампонажного раствора с микросферами в зависимости от давления при цементировании скважин.

Результаты исследований вошли в нормативные документы (регламенты, индивидуальные и групповые проекты на строительство скважин) и реализованы при цементировании скважин на месторождениях ТПП «Когалымнефтегаз», ТПП «Лангепаснефтегаз», ТПП «Покачевнефтегаз», ТПП «Ямалнефтегаз» и ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».

Апробация работы. Материалы диссертационной работы докладывались на: первой научно-практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса западной Сибири и пути повышения его эффективности» (Когалым, 2001 г.); IV и V научно-технических конференциях молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории ХМАО (Когалым, 2003 г. и Ханты-Мансийск, 2005 г.); V научно-технической конференции молодых специалистов и ученых организаций группы ОАО «ЛУКОЙЛ» (Москва, 2005 г.); научно-технических конференциях молодых специалистов ООО «КогалымНИПИнефть» (2003, 2005 и 2006 гг.).

Публикации. По материалам исследований опубликовано 12 научных работ, в том числе 3 патента на изобретения.

Объем и структура работы. Диссертационная работа изложена на 119 страницах машинописного текста, содержит 30 таблиц, 19 рисунков. Состоит из введения, 4-х разделов, основных выводов и рекомендаций. Список использованных источников включает 104 наименования.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Бурдыга, Виталий Александрович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Установлено на примере строительства скважин на месторождениях Когалымского региона, характеризующихся низкими градиентами гидроразрыва пластов, малыми толщинами перемычек между нефтеводоносными пластами, поглощениями буровых и тампонажных растворов, что одноступенчатое цементирование предпочтительно по сравнению с двухступенчатым при условии снижения репрессии на продуктивные и поглощающие пласты за счет снижения плотности тампонажных растворов.

2. Разработана методика, определены давления начала поглощения и допустимая плотность тампонажных растворов при цементировании скважин на основе данных станций контроля цементирования.

3. Показано, что при использовании легких тампонажных растворов плотностью 1270 кг/м3 вместо гельцемента репрессия на продуктивные пласты при цементировании скважин глубиной 1900 - 3000 м может быть снижена на 3,1 - 6,4 МПа (градиент давления на 0,0021 - 0,0024 МПа/м соответственно), при этом коэффициент продуктивности скважин может возрасти.

4. Разработаны легкие тампонажные растворы плотностью 1220 -1270 кг/м3 с пониженной водоотдачей и повышенной седиментационной устойчивостью, методы приготовления и прогноза изменения их плотности, водосмесевого отношения, объема и давления при цементировании скважин.

5. Разработан легкий тампонажный раствор на основе цемента ПЦТ III 06-5-50 и полиоксихлорида алюминия плотностью 1370 - 1380 кг/м3, меньшей, чем у гельцемента (1500 кг/м3).

6. Разработана расширяющаяся тампонажная композиция на основе портландцемента и оксида кальция с регулируемой кинетикой расширения, пониженным водоцементным отношением и водоотдачей, с высокой адгезией к ограничивающим поверхностям, сокращенным периодом структурообразования.

7. При креплении более чем 300 скважин с использованием разработанных тампонажных растворов, методов приготовления и регулирования их свойств, цемент поднят на проектную высоту, отсутствуют межпластовые перетоки.

8. По результатам проведенных работ разработаны и внедрены в производство:

- «Инструкция по приготовлению и применению легких тампонажных растворов на основе микросфер» для ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» и ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»;

- «Временный технологический регламент по применению облегченных и расширяющихся цементов при креплении скважин в условиях Т1111 «Когалымнефтегаз»;

- ТУ 5712-001-49558624-2003 на микросферы марки МС-400 предназначенные для крепления скважин на месторождениях Среднего Приобья.

9. Объем промышленных испытаний и внедрения разработок в 2003 -2005 гг. по ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» и ОАО «Славнефть -Мегионнефтегаз» составил более 300 скважин с экономическим эффектом около 46 млн. рублей.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Бурдыга, Виталий Александрович, Тюмень

1. Асланова М.С. Полые неорганические микросферы / М.С. Асланова. В.Я. Стеценко, А.Ф. Шустров // Обзорная информ. Сер. Химическая промышленность за рубежом. 1981. - Вып. 9. - С. 14-65.

2. Ахмадеев Р.Г. Химия промывочных и тампонажных жидкостей: Учебник для вузов / Р.Г. Ахмадеев, В.С.Данюшевский. -М.: Недра, 1981. 152 с.

3. Ахмадишин З.Ш. Совершенствование технологии и результаты применения заколонных пакеров на месторождениях Тюменской области // Нефтяное хозяйство. — 1986. — № 3. С. 12-16.

4. A.c. 927968 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный состав / В.Е. Ахрименко, В.А. Антонов, А.И. Булатов, Г.И. Гагай, В.А. Левшин (СССР). № 2731222/22-03; Заявлено 16.01.89; Опубл. 15.05.82, Бюл. № 18.

5. Баталов Д.М. и др. Цементно-бентонитовые растворы для низкотемпературных скважин // Тр. ЗапСибНИИ. 1984. - С. 56-62.

6. Баш С.М. Действие пластификаторов в тампонажном растворе при твердении цементного камня // Техника и технология строительства скважин на суше и на море. 1989.-№12. - С. 9-12

7. Булатов А.И. Совершенствование гидравлических методов цементирования скважин / А.И. Булатов, Р.Ф.Уханов. -М.: Недра, 1978.-240 с.

8. Булатов А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин: 2-е. изд., перераб. и доп. -М.: Недра, 1983.-255 с.

9. Булатов А.И. Буровые промывочные и тампонажные растворы: Учеб. пособие для вузов / А.И. Булатов, П.П. Макаренко, Ю.М. Проселков М.: Недра, 1999.-424 с.

10. Ю.Булатов А.И. Тампонажные материалы: Учебн. пособие для вузов / А.И. Булатов, B.C. Данюшевский. М.: Недра, 1987. - 280 с.

11. Пат. 2230883 РФ, МГЖ 6 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор / В.А. Бурдыга, Д.Л.Бакиров, Н.Х. Каримов (Россия). № 2002109342; Заявлено 10.04.2002; Опубл. 20.06.2004, Бюл. № 17.

12. Видовский A.JI. Напряжения в цементном камне глубоких скважин /

13. A.Л. Видовский, А.И. Булатов. М.: Недра, 1977. - 175 с.

14. Волошин В.А. Облегченный тампонажный цемент для холодных скважин (ОЦХ) / В.А. Волошин, В.В. Жорин // Тр. ВНИИКРнефть. -Краснодар, 1975. Вып. 9. - С. 109-115.

15. A.c. 646032 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / В.А. Волошин, А.И. Булатов, В.В. Жорин, В.И. Крылов (СССР). № 2095316/22-03; Заявлено 07.01.75; Опубл. 05.02.89, Бюл. № 5.

16. Вяхирев В.И. Облегчающая добавка к тампонажным растворам / В.И. Вяхирев, Е.Т. Леонов, И.И. Белей, A.A. Фролов // Газовая промышленность. -1997.-№6.-С. 21-24.

17. Фролов A.A. Совершенствование технических средств и технологий для цементирования газовых скважин месторождений крайнего севера. -Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2000. 164 с.

18. Вяхирев В.И. Повышение качества вскрытия и разобщения газовых пластов месторождений севера Тюменской области / В.И. Вяхирев, В.П. Овчинников, Ю.С. Кузнецов. М.: ИРЦ Газпром, 1993. - 42 с.

19. Вяхирев В.И. и др. Облегчающая добавка к тампонажным растворам // Газовая промышленность. 1997. - № 6. - С. 21-24.

20. Вяхирев В.И. Облегченные тампонажные растворы для крепления газовых скважин / В.И. Вяхирев, В.П. Овчинников, П.В.Овчинников и др. М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. - 134 с.

21. Вяхирев В.И. Облегченные и сверхлегкие тампонажные растворы /

22. B.И. Вяхирев, В.В. Ипполитов, Д.В. Орешкин и др. М.: Недра, 1999. - 178 с.

23. Грачев С.И. Цементные растворы с повышенной сопротивляемостью суффозии // Разработка газоконденсатных месторождений. Вскрытие и крепление газоконденсатных скважин: Междунар. конф. Краснодар, 1990. -С. 32-34.

24. Данюшевский B.C. Справочное руководство по тампонажным материалам: 2-е изд., перераб. и доп. / B.C. Данюшевский, P.M. Алиев, И.Ф. Толстых. М.: Недра, 1987. - 250 с.

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

26. Данюшевский B.C. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов. М: Недра, 1978. - 293 с.

27. Екшибаров B.C. О возможности нормирования свойств расширяющихся тампонажных цементов // Разработка газоконденсатных месторождений. Вскрытие и крепление газоконденсатных скважин: Междунар. конф. Краснодар, 1990. - С. 29-31.

28. Зельцер П.Я. Ресурсосберегающие технологии и материалы в креплении скважин / П.Я. Зельцер, М.Р. Мавлютов, Ф.А. Агзамов. М.: ВИМС, 1989.-С. 65 -70.

29. Зельцер П.Я. Тампонажные материалы для бурения скважин на нефть при низких пластовых давлениях. М.: Недра, 1996. - 39 с.

30. Ильницкий В.А. Особенности применения облегченных вермикулитоцементных растворов для крепления скважин Уренгойского месторождения // Нефтяное хозяйство. 1991. — № 3. - С. 41-41.

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

32. A.c. 1133379 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажная смесь / Н.Х. Каримов, В.И. Петере и др. (СССР). № 3616755/22-03; Заявлено 21.04.83; Опубл. 07.01.85, Бюл. № 1.

33. A.c. 956754 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченная тампонажная смесь/ Н.Х. Каримов, Т.К. Рахматулин, В.Б. Иванов (СССР). Заявлено 03.11.80; Опубл. 07.09.82, Бюл. № 33.

34. Каримов Н.Х. Разработка материалов и технологии применения расширяющихся тампонажных материалов для цементирования глубоких скважин в сложных геологических условиях: Дис. . д-ра техн. наук. — Уфа, УНИ, 1986.-398 с.

35. Наполнители для полимерных композиционны материалов: Справ, пособие / Под ред. Г.С. Каца, Д.В. Милевски, C.B. Бабаевского. М.: Химия, 1981.-45 с.

36. Тампонажные цементы для Сибири и Дальнего Востока /A.B. Киселев, JI.A. Гречко и др. // Цемент. 1983. -№ 12. - С. 11-12.

37. И.И. Китайгородский и др. Технология стекла. М.: Стройиздат, 1967.- 104 с.

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

39. Исследование гидротации двухкальциевого силиката при пониженных температурах / A.A. Клюсов, Э.Н. Лепнев, В.Н. Никитин и др. // Неорганические материалы. 1977. - Т. 13 - № 10 - С. 1876-1879.

40. Костырин В.И. Тампонажные материалы и химреагенты: Справочное пособие для рабочих. М.: Недра, 1989. — 144 с.

41. Кристион М., Сокол С., Константинеску А., Увеличение продуктивности и приемистости скважин. -М.: Недра, 1985. 170 с.

42. Круглицкий H.H. и др. Физико-химическая механика тампонажных растворов. Киев: Наукова думка, 1974.-С. 151 -154.

43. Кузнецова Т.В. Алюминатные и сульфоалюминатные цементы. М: Стройиздат, 1986.-208 с.

44. Куксов А.К. Заколонные проявления при строительстве скважин / А.К. Куксов, A.B. Черненко. М.: ВНИИОЭНГ, 1988. - 68 с.

45. Япония, заявка N 3 177348, МКИ5 СО 4 28/04 «Добавка к цементу» Н.К.Кураре.

46. Япония, заявка N 3-27503, МКИ С04 В 24/26 «Добавка к цементу» Н.К. Кураре.

47. A.c. № 1051231, МКИ Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / P.P. Лукманов, В.Н. Поляков, Ф.М. Казырбаев (СССР). Опубл. 30.10.83, Бюл. № 40.

48. Пат. 2239050 РФ, МПК 6 Е 21 В 33/138. Способ приготовления облегченного тампонажного раствора / P.P. Лукманов, Д.Л. Бакиров, И.Я. Дорошенко, В.А. Бурдыга, В.Н. Попов (Россия). № 2003125406; Заявлено 18.08.2003; Опубл. 27.10.2004, Бюл. № 30.

49. Луценко H.A. Тампонажные растворы пониженной плотности / H.A. Луценко, О.И. Образцов. М.: Недра, 1972. - 144 с.

50. Милыптейн В.М. Практика цементирования нефтяных и газовых скважин за рубежом // Обзорная информ. Сер. Бурение. 1986. - С. 5 - 12.

51. Новеньков Ю.П. Исследование поведения системы бишофит -тампонажный раствор в условиях повышенного давления/ Ю.П. Новеньков,

52. В.Ю. Близнюков, И.С. Серебряков, Т.Н. Самолаева // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1999. - № 3. - С. 25-27.

53. Опыт применения микросфер при цементировании скважин / А.Б. Новиков и др. // Информ. листки, № 67-71. Астрахань, 1971.

54. Овчинников В.П. Солевая композиция для регулирования процессов твердения тампонажных растворов / В.П. Овчинников, А.А. Шатов, Н.Ю. Шульгина, П.В. Овчинников // Нефтепромысловое дело. 1995. - № 11-12 — С. 32-33.

55. Поляков В.Н. Технология и техника борьбы с поглощениями при строительстве скважин / В.Н. Поляков, М.Р. Мавлютов, JI.A. Алексеев, В.А. Колодкин. Уфа: Китап, 1998. - 192 с.

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

57. 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.

58. Пупков B.C. К вопросу о седиментационной устойчивости тампонажных растворов // Геология и разработка нефтяных месторождений Сахалина: Сб. науч. тр. СахалинНИПИнефть. М.: ВНИИОЭНГ, 1977. - С. 82-85.

59. Пупков B.C. и др. Пути повышения седиментационной устойчивости растворов в наклонных скважинах // Сер. Геология, бурение и разработка газовых морских нефтяных месторождений. ЭВНИИЭгазпром, 1985. - С. 1316.

60. 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.

61. Рояк С.М. Специальные цементы / С.М. Рояк, Г.С. Рояк. М.: Стройиздат, 1979.-250 с.

62. Рояк С.М. Специальные цементы: Учеб. пособие для вузов, 2-е изд., перераб. и доп. / С.М. Рояк, Г.С. Рояк. М.: Стройиздат, 1983. - 279 с.

63. Самсоненко В.И. Тампонажный материал для цементирования низкотемпературных скважин / В.И. Самсоненко, Е.В. Бабушкина // Респ. конф. по физикохимии технол. получ. и применения промывоч. жидкостей: Тез. докл. Наукова думка, 1983. - С. 24-25.

64. Трутко В.П. Тампонажные материалы для арктических районов / В.П. Трутко, А.Е. Корнилов // Бурение газовых и морских нефтяных скважин. -1982.-№3.-С. 23-24.

65. 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.

66. Федотов Л.А. Исследование проникновения частиц в пористые слои при разделении суспензий фильтрованием / Л.А. Федотов, Е.Е. Буже, В.А. Жущков, М.С. Рейдах, В.Д. Крылов // Химическая промышленность. 1972. — №6, 7.-С. 11-16.

67. Фролов A.A. Облегченный расширяющийся тампонажный раствор / A.A. Фролов, В.Ф. Янкевич, В.П. Овчинников и др. // Известия вузов. Нефть и газ. 1997. - № 5. - С. 77-79.

68. Фролов A.A. Безусадочные тампонажные композиции на карбоалюминатной основе / A.A. Фролов, В.Ф. Янкевич и др. // Научнотехнические проблемы Западно-Сибирского нефтегазового комплекса: Межвуз. сб. тр. Тюмень: ТюмГНГУ, 1997. - Т. 2. - С. 5-8.

69. Фролов A.A. К вопросу разработки облегченных тампонажных растворов / A.A. Фролов, В.Ф. Янкевич, П.В. Овчинников // Известия вузов. Нефть и газ. 1997. -№ 6. - 37 с.

70. Фролов A.A. Специальные тампонажные материалы для разобщения газосодержащих горизонтов месторождений крайнего севера // Известия вузов. Нефть и газ. 2000. - № 5. - С. 23-29.

71. Хаиров Г.Б. Совершенствование технологии подготовки ствола скважины к тампонированию, регулирование процессов, структурообразование тампонажных растворов: Автореф. дис. . канд. техн. наук. Уфа, 1977. — 24 с.

72. Цейтлин В.Г. Причина затрубных газопроявлений после цементирования обсадных колонн в газовых скважинах и методы предотвращения // Бурение. 1964. - №2. - С. 12-16.

73. Цырин Ю.З., Ванифатьев В.И., Дудаладов А.Г. и др. Заколонный пакер, регулируемый при освоении и эксплуатации скважины // Нефтяное хозяйство. 1990. - №.7. - С. 21 - 23.

74. Шадрин JT.H. Регулирование свойств тампонажных растворов при цементировании скважин. -М.: Недра, 1969.-240 с.

75. Якимечко Я.Б. Негашеная известь как компонент напрягающих цементов // Цемент. 1999. - № 7-8. - С. 31-33.

76. Long-term behavior selica fiime concrete/M. Lessard, S.L. Sarkar, D.W. Krinsik, P.C. Aitein. Concr.int.: Des and Constr. - 1992, 14, № 4.

77. Parker P.N. Basic cementing. Pt.2: Speciality cements can solve special problems. Oil and Gas Jurnal, 1977, v.75, № 9 pp. 128 -131.

78. Parker P.N. Clement C. Basic cementing.Pt.3: Additive teilor cement to individual wells. Oil and Gas J., 1977, v.75, № 11 pp. 54-58.

79. Puri A., Georgrescu M., Ciment cu continut de silice ultrafina. Mater. Constr. - 1992, 22, № 1.

80. Smith R.S., Powers C.A., Dobkins T.A. A new ultra-light cement with super strength. Jurnal of Petroleum Technology. 1980, Vol. 32 № 8.

81. Holland T. Prolonged service life key to popularity. Concrete. 1987, № 5.

82. Активированные облегченные тампонажные растворы из ОЦГ-Нефтегазовая геология, геофизика и бурение. 1984. -№ 12. - С. 35-37.

83. 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.

84. Инструкция по креплению газовых скважин для месторождений РАО Газпром. Краснодар: НПО «Бурение», 2000. - 396 с.

85. Использование облегченных тампонажных смесей, содержащих фильтоперлит // Обзорная информ. Сер. Бурение. 1981. - Вып. 14.-23 с.

86. Использование газонаполненных кремнеземсодержащих материалов в качестве облегчающих добавок // Науч.-техн. проблемы Западно-Сибирского нефтегазового комплекса: Межвуз. сб. науч. тр. Тюмень: ТюмГНГУ, 1997. -Т. 2.-С. 3-5.

87. Композиция облегченного цементного раствора для цементирования скважин. Parrevaux Fhilippe SauftFatrick Dowell Shlumberger. 4721160 / США. Заявлено 19.08.85. № 767002 Опубл. 26.01.88. МКИ С-04. В 2/35 НКИ 166/239.

88. Новохатский Д.С. и др. Облегченный тампонажный цемент ПЦТП 22100 / Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1995. — №6.-С. 35-37.

89. Клюсов А.А.Облегченные тампонажные растворы, содержащие шлам-лигнин / Газовая промышленность. 1989. - № 10. - С. 46-47.

90. Облегченные тампонажные растворы на основе газонаполненных стеклянных микросфер // Технология и материалы для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин: Сб. науч. тр. Краснодар: НПО «Бурение», 1999. -Вып. 2.-С. 110-114.

91. Регулирование свойств тампонажных растворов за рубежом // Науч.-техн. обзор. Сер. Бурение. ВНИИОЭНГ, 1978. - 85 с.

92. СТП 5804465-127-2000. Терминология, характеризующая качество цементирования скважин. -Когалым: КогалымНИПИнефть, 2000. -15 с.

93. Пат. 3030215. США, Кл.106-40. 1962.

94. Пат. 3129086 США, Кл.65-142 1964.

95. Пат. 3902911. США Кл.С 04 В 7/02 1975.

96. Пат. 4370166. США, Кл С 04 В 7/02. 1982.

97. Лукманов P.P. Оценка влияния способа цементирования на качество крепления и продуктивность скважин / P.P. Лукманов, Д.Л. Бакиров, Д.С. Насифуллин // Бурение и нефть. 2005. - № 12. - С 17 - 20.

98. Пат. 2268350 РФ, МПК 6 Е 21 В 33/138. Буферная жидкость / P.P. Лукманов, Д.Л. Бакиров, В.А. Бурдыга (Россия). № 20041211595; Заявлено 16.07.2004; Опубл. 20.01.2006, Бюл. № 2.

99. Бурдыга В.А. Разработка новых составов буферных жидкостей для крепления нефтяных скважин на месторождениях Среднего Приобья // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2005. - № 9 -С. 59-60.