Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка комплексных реагентов-компаундов для цементирования продуктивных пластов

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка комплексных реагентов-компаундов для цементирования продуктивных пластов"

ГРИНЬКО Юрий Вячеславович

РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНЫХ РЕАГЕНТОВ-КОМПАУНДОВ ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Специальность 25.00.15 Технология бурения и освоения скважин"

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

ГРИНЬКО Юрий Вячеславович

РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНЫХ РЕАГЕНТОВ-КОМПАУНДОВ ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Специальность 25.00.15 "Технология бурения и освоения скважин"

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе "Научно-производственное объединение "Бурение"" (ОАО НПО "Бурение").

Научный руководитель: Заслуженный деятель науки РФ,

доктор технических наук, профессор Ашрафьян Микиша Огостинович.

Официальные оппоненты: Доктор технических наук, профессор

Новохатский Дмитрий Федорович, кандидат технических наук Тимовский Виктор Петрович.

Ведущее предприятие: ДООО ОАО "Газпром", филиал "Кубаньбургаз".

Защита состоится

¿<¿>'4'^? 2004 г в

часов на заседании диссертационного совета Д 222.019.01 при ОАО

НПО "Бурение" по адресу: 350063, Краснодар, ул. Мира, 34.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПО "Бурение".

1. Общая характеристика работы.

Актуальность проблемы. Проблема качественного цементирования скважин определяется сложностью и многообразием горногеологических условий бурения и соответствующих требований к тампо-нажным растворам, в особенности применительно к сложнопостроенным разрезам с близкорасположенными продуктивными и водоносными горизонтами.

Понятие высокого качества цементирования включает два аспекта: минимальное отрицательное воздействие раствора на коллек-торские свойства продуктивного пласта и надежная герметизация за-колонного пространства скважины.

Ассортимент серийно выпускаемых цементов и спеццементов невелик, и в силу своей химической природы они не удовлетворяют и не могут удовлетворять всем необходимым требованиям.

Задача эффективного управления свойствами тампонажных растворов может быть решена двумя способами:

1. Разработка оптимальных рецептур в соответствии с заданными условиями применения при использовании минимума наиболее эффективных реагентов;

2. Создание новых специальных и комплексных реагентов, обеспечивающих высокое качество цементирования за счет улучшения максимально большего количества параметров.

Отечественный и зарубежный промысловый опыт подтверждает целесообразность применения многокомпонентных тампонажных составов и комплексных реагентов, однако приходится констатировать следующее:

1. В промысловых условиях рецептуры тампонажных растворов очень часто подбирают исключительно из соображений безопасности проведения процесса закачки и продавки, обрабатывая их только одним реагентом-замедлителем схватывания (обычно НТФ). Такие растворы се-диментационно неустойчивы и легко отдают жидкую фазу. Это может стать причиной загрязнения коллектора фильтратом, затрубных проявлений и межпластовых перетоков и значительных затрат материалов, времени и средств на проведение ремонтно-исправительных работ;

2. Необходимость последовательной обработки тампонажного раствора несколькими химреагентами приводит к увеличению затрат времени на его приготовление, что нетехнологично;

3. При разработке комплексных реагентов подбор компонентного состава в большинстве случаев осуществляется эмпирически, без учета механизма взаимодействия реагентов с частицами цементной суспензии и синергетических эффектов вследствие протекания химических реакций между компонентами. Это приводит к тому, что созданные

композиции не всегда дают ожидаемый эффект и обеспечивают успешное решение задачи повышения качества цементирования.

Создание комплексных реагентов-компаундов, технологичных в применении и обеспечивающих высокое качество цементирования продуктивной зоны скважин, по-прежнему является важной и актуальной задачей, успешное решение которой позволит упростить подбор рецептур и приготовление растворов в промысловых условиях и получить экономический эффект за счет снижения или исключения затрат на ремонтно-исправительные работы.

Цель работы: Повышение качества цементирования продуктивной зоны скважин и предотвращение осложнений, связанных с некачественным цементированием.

Основные задачи: 1. Исследование и разработка комплексных реагентов-понизителей водоотдачи (компаундов), обеспечивающих соответствие тампонажных растворов требованиям повышения качества цементирования продуктивной зоны скважин;

2. Разработка тампонажных растворов на основе комплексных реагентов-понизителей водоотдачи (компаундов) для различных условий применения.

Научная новизна: 1. Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена возможность создания комплексных реагентов-компаундов, сочетающих в себе свойства понизителя водоотдачи, пластификатора и стабилизатора тампонажных растворов;

2. Экспериментально установлена природа синергети-ческого эффекта, возникающего при совместном применении оксиэтилцеллюлозы ОЭЦ и оксинафталинсульфокисло-тоформальдегидной смолы (суперпластификатор С-3);

3. Разработана методика оценки эффективности реа-гентов-пеногасителей в среде цементного раствора;

4. Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена возможность стабилизации метилцеллюлозы (МЦ) в цементных растворах при температурах выше точки гелеобразования с помощью ОЭЦ.

Практическая значимость: 1. Разработаны рецептуры комплексных реагентов-компаундов для различных условий применения;

2. Разработаны рецептуры седиментационно устойчивых тампонажных растворов с низкой водоотдачей на основе порт-ландцементов, утяжеленных и облегченных тампонажных смесей с применением комплексных реагентов-компаундов;

3. Разработаны ТУ на комплексные реагенты-компа-унды, начато их опытное производство в палупромышленных условиях.

Апробация работы: Материалы диссертационной работы докладывались на межотраслевой научно-практической конференции "Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин" 25-27 мая 1999 г, г. Анапа; на межотраслевой научно-практической конференции "Снижение издержек при строительстве и ремонте скважин на основе широкого использования современных достижений науки и внедрения новейших видов техники и технологии" 23-25 мая 2000 г, г. Анапа; на межотраслевой научно-практической конференции "Современная технология и технические средства для крепления и ремонтно-изоляционных работ нефтяных и газовых скважин" 2-6 октября 2000 г, г. Анапа; на межотраслевой научно-практической конференции "Комплексная технология и технические средства для заканчивания скважин с целью увеличения их продуктивности в 1,5-2 раза; технологические средства и материалы для бурения и ремонта скважин в условиях АНПД" 20-24 мая 2002 г, г. Анапа.

В полном объеме диссертационная работа докладывалась и обсуждалась на семинаре лаборатории крепления скважин ОАО НПО "Бурение".

Публикации: Результаты работы соискателя, отражающие

основные положения диссертации, опубликованы в 9 научных трудах.

Объем работы: Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 154 наименования. Работа изложена на 140 страницах машинописного текста, содержит 13 таблиц, 27 рисунков.

2. Содержание работы.

Во введении обоснована актуальность проблемы, определены основные задачи и наиболее перспективные пути их решения.

В первой главе проведен анализ литературных и патентных источников, а также промысловых данных по вопросам о влиянии фильтрата буровых и тампонажных растворов и глубины их проникновения в пласт на его коллекторские свойства и продуктивность. Рассмотрены вопросы седиментации и стабилизации дисперсных систем применительно к суспензиям на водной основе, и, в частности, к тампонажным растворам.

Отрицательное влияние фильтратов буровых и тампонажных растворов на коллекторские свойства пласта известно, а примени-

тельно к цементным растворам в работе рассмотрено подробно.

Задача защиты пласта от загрязнения и сохранения его коллек-торских свойств решается на основе принципа сохранения равновесия фаз в поровом пространстве двумя путями:

1. Применение растворов на нефтяной основе и обращенных не-фтеэмульсионных растворов;

2. Применение растворов на водной основе с низкой водоотдачей.

Первый способ требует дополнительных затрат, связанных с необходимостью использования специальной закрытой технологии приготовления, хранения, применения и утилизации растворов вследствие их высокой пожа-ровзрывоопасности и экологической опасности. Для цементных растворов этот способ неприменим, так как ведет к значительному снижению плотности контакта камня с породой и трубами вплоть до полной его потери.

Второй способ лишен указанных недостатков и требует лишь тщательного подбора реагентов. Наилучшие результаты по величине коэффициента восстановления проницаемости согласно промысловым данным и результатам лабораторных исследований, дают растворы на основе неионогенных полимеров (ОЭЦ, КМОЭЦ) в сочетании с минеральными солями или без таковых (/? = 0,87-1,1, что сопоставимо с показателями нефтяных и нефтеэмульсионных растворов, у которых = 0,90-0,96)), наихудшие - полимерные и полимерглинистые растворы на основе ионогенных полимеров (КМЦ, акриловые полимеры).

По результатам регрессионного анализа промысловых данных установлено наличие тесной связи (коэффициент корреляции Я2 > 0,85) снижения проницаемости призабойной зоны и продуктивности скважин после цементирования со следующими факторами (в порядке уменьшения значимости): репрессия при закачке и продавке; водоотдача цементного раствора; наличие глинистой корки; время схватывания.

Для снижения отрицательного влияния процесса цементирования на продуктивные пласты повсеместно применяются такие технологические приемы, как заканчивание скважин открытым забоем и двухступенчатое цементирование. Оба приема дают значительное (в 1,5-4 раза) увеличение продуктивности скважин, однако вследствие неустранимых недостатков, присущих конструкции открытого забоя независимо от ее вида (эксплуатация наиболее проницаемой части продуктивной толщи, беззащитность перед прорывом подошвенных вод и газа из шапки, невысокая эффективность водоизоляционных работ) наиболее рациональным способом за-канчивания скважины признается конструкция закрытого забоя при выполнении всего комплекса мероприятий по защите коллектора от загрязнения, в т. ч. применение тампонажных растворов с низкой водоотдачей.

Снижение водоотдачи тампонажного раствора является необходимым условием предотвращения не только загрязнения призабойной

зоны, но и изменения свойств самого раствора вследствие потери жидкой фазы и связанных с этим осложнений (недоподъем, преждевременное загустевание и схватывание раствора).

На основании анализа литературных и патентных источников по вопросам седиментации и стабилизации дисперсных систем и современного состояния применения химических реагентов для обработки тампонажных растворов сделаны следующие выводы и заключения:

1. Период ОЗЦ является наиболее опасным с точки зрения развития осложнений. На этот период приходится более 90 % всех осложнений, не связанных с негерметичностью резьбовых соединений труб;

2. Основные факторы риска развития осложнений - седиментация и суффозия (вертикальная проницаемость камня из стандартного портландце-ментного раствора при В/Ц = 0,5 в 27 и более раз превышает горизонтальную и достигает 400 мкм2 и выше), снижение порового давления в столбе тампонажного раствора, контракционная усадка камня при твердении;

3. Основными направлениями регулирования параметров тампо-нажного раствора для повышения качества цементирования являются:

а) снижение до минимума содержания жидкой фазы в растворе (В/Ц);

б) сокращение до минимума промежутка времени от момента завершения процесса продавки до начала схватывания; если раствор приходит в интервал цементирования на стадии начала загустевания, то его проницаемость не превышает 4 мкм2, что достаточно, чтобы противостоять фильтрации (суффозии), а быстрый набор структуры после остановки исключает возможность размыва пластовым флюидом;

в) стабилизация растворов с целью придания им устойчивости к фильтрации и размыву в период от момента завершения процесса продавки до начала схватывания;

г) профилактика контракции путем применения расширяющих добавок.

5. Существует четыре вида стабилизации дисперсных систем в

водной дисперсионной среде:

а) стабилизация мелкодисперсными наполнителями;

б) электростатическая;

в) стерическая (присоединенными полимерными цепочками, простая и усиленная);

г) вытеснительная (свободными полимерными цепочками, простая и усиленная).

В работе все виды стабилизации рассмотрены подробно, описаны их особенности, способы осуществления применительно к цементным растворам, преимущества и недостатки. На основании проведенного анализа сделаны следующие выводы:

1. Стабилизация мелкодисперсными наполнителями неизбежно влечет за собой увеличение водосодержания раствора, снижение

прочности камня и адгезии к породе и трубам. Растворы, стабилизированные этим способом, имеют ограниченную суффозионную устойчивость и неустойчивы к размыву;

2. Электростатическая стабилизация является естественным состоянием цементной суспензии и всегда дополняет другие виды стабилизации- Она может быть усилена введением некоторых электролитов (кальцинированная сода, хлористый алюминий и т. п.) или ослаблена введением пластификаторов вплоть до полного устранения (эффект Смолуховского). Растворы, стабилизированные этим способом, устойчивы к размьюу, но неустойчивы к суффозии и чувствительны к изменению баланса электролитов;

3. Стерическая стабилизация ионогенными полимерами в условиях цементного раствора неизбежно осложняется образованием молекулярных "мостиков" между частицами, что, с одной стороны, способствует созданию в растворе прочной тиксотропной структуры, обладающей высокой устойчивостью к размьюу, а с другой стороны, делает систему термодинамически нестабильной. Изменение условий (температура, давление, воздействие агрессивных пластовых вод) приводит к развитию процесса стерической фло-куляции и полной потере раствором первоначальных свойств. Кроме того, растворы, стабилизированные этим способом, суффозионно неустойчивы, их водоотдача по фильтр-прессу почти не отличается от водоотдачи необработанных растворов с тем же значением В/Ц, а отделяющийся фильтрат представляет собой чистую воду, не содержащую полимера;

4. Растворы, стабилизированные по вытеснительному механизму неионогенными полимерами, для которых вода является термодинамически плохим растворителем (поливиниловый спирт ПВС, поли-винилацетат ПВА) отличаются высокой адгезией к породе и металлу, но ограниченно устойчивы к суффозии;

5. Растворы, стабилизированные по усиленному вытеснительно-му механизму неионогенными полимерами, для которых вода является термодинамически хорошим растворителем (полиэтиленоксид ПЭО, оксиэтилцеллюлоза ОЭЦ), отличаются термодинамической стабильностью, низкой водоотдачей, суффозионной устойчивостью, медленным снижением порового давления, но мало устойчивы к размыву. Вязкость фильтрата таких растворов, отделяющегося на фильтр-прессе, почти не отличается от вязкости исходной жидкости затворения;

6. Основными направлениями регулирования параметров стабилизирующих систем для повышения качества цементирования продуктивной зоны скважин являются:

а) совмещение стерического и вытеснительного механизмов стабилизации с целью объединения достоинств обоих способов и компенсации недостатков;

б) усиление структуры растворов, стабилизированных по вытес-

нительному механизму, для придания им устойчивости к размыву.

7. Анализ существующих разработок показывает, что в большинстве случаев подбор компонентного состава осуществлялся эмпирически, без учета механизма взаимодействия реагентов с частицами цементной суспензии. Вследствие этого созданные композиции не всегда дают ожидаемый эффект и не обеспечивают успешное решение задачи повышения качества цементирования.

На основании проведенного анализа литературных, патентных и промысловых данных были сформулированы требования к тампонажным растворам для цементирования продуктивной зоны скважин, цели и задачи работы.

Для обеспечения высокого качества цементирования продуктивной зоны скважины тампонажный раствор должен соответствовать следующим требованиям:

1. Низкая водоотдача;

2. Седиментационная и суффозионная устойчивость;

3. Высокая прочность камня (не ниже, чем у стандартного раствора с В/Ц = 0,5.

Во второй главе приведены результаты исследований по выбору компонентов для комплексного реагента-компаунда и определению оптимального их соотношения.

Исследования выполнялись в соответствии с ГОСТ 26798-01 "Цементы тампонажные. Методы испытаний".

Для испытаний были выбраны реагенты, широко применяющиеся в промысловой практике и известные как эффективные понизители водоотдачи и пластификаторы.

Согласно литературным данным, совмещение стерического и вы-теснительного механизмов стабилизации возможно двумя способами:

1. Применение стерических стабилизаторов совместно с реагентами-протекторами, блокирующими активные группы полимера либо активные центры на поверхности частиц твердой фазы. В этом случае часть молекул полимера остается в растворе, реализуя вытеснитель-ную стабилизацию. В цементных растворах в качестве реагентов-протектроров могут быть использованы различные пластификаторы;

2. Применение стерических стабилизаторов совместно с вытеснитель-ными. Это направление перспективно, однако ведет к усложнению рецептуры комплексного реагента-компаунда, так как и в этом случае применение пластификатора неизбежно вследствие сильного загущения раствора

Усиление структуры систем, стабилизированных по вытеснительному механизму, возможно за счет увеличения молекулярной массы и концентрации полимера, либо сшивки его молекул с образованием сетчатой структуры.

Исходя из вышеизложенного, для испытания были выбраны понизители водоотдачи, относящиеся к стерическим стабилизаторам (карбксиме-тилцеллюлоза КМЦ, акриловые полимеры) и к стабилизаторам, работаю-

щим по усиленному вьггеснительному механизму (ОЭЦ, КМОЭЦ).

Для получения сопоставимых данных все реагенты испытывали при одних и тех же дозировках: 0,5 % к массе цемента (предельная для некоторых из исследуемых реагентов) и 0,25 % (промежуточная). Для сравнения испытывали также необработанный цементный раствор (базовый опыт).

Эксперименты проводили на бездобавочном цементе ПЦТ 1-100 новороссийского з-да при В/Ц = 0,45. Это значение В/Ц было выбрано из расчета получения раствора с растекаемостью по прибору-конусу 21-22 см, что дает возможность оценить как загущающее действие понизителей водоотдачи, так и разжижающее действие пластификаторов.

Эффективность пластификаторов оценивали по их разжижающему действию, характеризующемуся увеличением растекаемости раствора по сравнению с базовым опытом.

Для количественной оценки эффективности понизителей водоотдачи и влияния пластификаторов на водоотдачу растворов был использован показатель относительной водоотдачи, рассчитывавшийся как отношение снижения водоотдачи растворов при изменении содержания реагента к величине этого изменения по формуле:

где B1, В2 - водоотдача раствора, см3/30 мин, при содержании реагента соответственно C¡ С2, % к массе цемента.

Были исследованы 18 отечественных и импортных реагентов. Наибольшую эффективность показали следующие понизители водоотдачи: ОЭЦ Tylose EHM и Tylose H20p фирмы Hoechst (ФРГ), ОЭЦ Сульфацелл С (отечественный), КМОЭЦ Tylose CHR-100m, КМЦ-600, гипан, Hallad 22-A производства США.

Наибольшей пластифицирующей способностью обладают суперпластификатор CFR-3 производства США, НТФ, суперпластификатор С-3, сульфит-спиртовая барда ССБ, суперпластификатор ПФЛХ (полифенол лесохимический).

Эти реагенты были выбраны для дальнейших экспериментов.

Для выбора наиболее эффективного сочетания понизителя водоотдачи и пластификатора было исследовано совместное влияние выбранных понизителей водоотдачи и пластификаторов на цементный раствор.

Реагенты вводили в состав раствора в одной и той же дозировке во всех возможных сочетаниях (по принципу "каждый понизитель водоотдачи с каждым пластификатором"), в качестве базовых использовали необработанный раствор и растворы, содержащие только понизители водоотдачи.

Лучшие результаты получены при сочетании суперпластификатора С-3 с различными образцами ОЭЦ Эффективность этих сочетаний по водоотдаче, определенной на фильтр-прессе "Baroid", в два раза превосходит лучшие ре-

зультаты по другим комбинациям реагентов, растекаемосгь по прибору-конусу выше, чем у необработанного раствора, водоотделение - отсутствует.

Это сочетание реагентов было выбрано для дальнейших экспериментов.

При приготовлении жидкостей затворения, содержащих ОЭЦ и С-3, было отмечено увеличение вязкости раствора. Опыты, проведенные на 1 %-ных водных растворах Ту1с№ Н20р и Сулъфацелла С-100, показали, что при добавлении в эти растворы сухого порошка С-3 вязкость с увеличением содержания С-3 быстро увеличивается, и при достижении предельной концентрации (0,5 % для Ту1с8е Н20р и 0,9 % для Сульфацелла) возрастает настолько, что ее невозможно измерить с помощью приборов, что свидетельствует о наличии в системе синергетического эффекта.

Это подтверждается результатами опытов на цементных растворах при различных соотношениях ОЭЦ и С-3, представленных на рис. 1.

Для этой серии опытов использовали тот же базовый раствор, что и в предыдущих случаях. Суммарное содержание Сульфацелла и С-3 с целью выявления оптимального соотношения реагентов поддерживалось постоянным и равным 0,6 % (для удобства дробления и получения различных соотношений и, соответственно, большего числа точек для построения кривых).

Опыты были проведены для трех образцов ОЭЦ: Ту1с8е ЕНМ, Сульфацелл С-100 и Сульфацелл К-100. На всех трех кривых наблюдается четкий минимум, соответствующий оптимальному соотношению компонентов, которое зависит от молекулярной массы полимера и степени оксиэтилирования. Из трех исследованных образцов наибольшими молекулярной массой (до 1050000) и степенью оксиэтилирования (3,0) обладает Ту1с8е ЕНМ, наименьшими (200000 и 1,0-1Д) - Сульфацелл К-100.

Наблюдаемый эффект объясняется химическим взаимодействием С-3 с оксиэтильными "хвостами" молекул ОЭЦ с отщеплением сульфо-группы по механизму нуклеофильного замещения (реакция Уильямсона).

В этом случае синергетический эффект не должен проявляться при введении С-3 в готовый цементный раствор, затворенный на жидкости затворения, содержащей ОЭЦ, так как при блокировании сульфогрупп ионами кальция (конкурирующая реакция) нуклеофильное замещение становится невозможным. Это подтверждено результатами экспериментов.

Во всех проведенных опытах было отмечено ценообразование при приготовлении жидкости затворения и снижение плотности растворов по сравнению с базовым раствором без реагентов. Это обусловливает необходимость введения в состав комплексного реагента-компаунда эффективного пеногасителя, не оказывающего отрицательного влияния на показатели тампонажного раствора.

Среда цементного раствора представляет собой исключительно жесткие условия для работы пеногасителей. Она характеризуется высокой щелочностью (рН = 14,3) и повышенным содержанием ионов кальция.

О 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5

Содержание С-3, % к иасее цемента 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1

Содержание ОЭЦ, % кмассецемемм

Рис. 1. Зависимость водоотдачи цементных растео-ров (ПЦТ 1-100, В/Ц = 0,45) от соотношения ОЭЦ: С-3 для различных видов ОЭЦ при суммарном содержании реагентов 0,6 % к массе цемента

Суль фацелл К - 100 Сулъ фаделл С -100 -о- Tylose ЕНМ

В лабораторной и промысловой практике нередко приходится сталкиваться с ситуациями, когда пеногаситель, хорошо работающий в водных и глинистых растворах, оказывается совершенда неэффективным в цементном растворе.

Для успешной работы в цементном растворе пеногасителъ, помимо общих требований (низкая вязкость, обеспечивающая быстрое распределение реагента по поверхности раздела фаз; наличие в молекуле сильнополярной группы, обеспечивающей "прилипание" реагента к поверхности воды; низкая растворимость в воде (не более 0,1 %), исключающая переход реагента с поверхности раздела фаз в раствор, так как в противном случае значительно снижается эффективность пеногашения и повышается расход пеногасителя) должен отвечать следующим специальным требованиям:

1. Реагент не должен взаимодействовать с ионами кальция и осаждаться ими из раствора;

2. Реагент не должен омыляться (переходить в ионную форму) в условиях сильнощелочной среды, так как в противном случае вместо пеногашения может произойти дополнительное вспенивание раствора

Предсказать заранее поведение и эффективность того или иного пеногасителя в условиях цементного раствора не всегда возможно, поэтому однозначный вывод о пригодности реагента может быть сделан только на основании результатов лабораторных экспериментов.

Для решения задачи поиска эффективных пеногасителей для комплексного реагента-компаунда был выполнен большой объем экспериментов с отечественными и импортными реагентами.

Обычная методика оценки эффективности пеногасителей по скорости разрушения столба пены в стеклянном цилиндре для цементных растворов непригодна вследствие непрозрачности раствора и невозможности визуального наблюдения за разрушением пены. Поэтому была разработана новая методика, основанная на определении объемного коэффициента пеногашения раствора по его плотности.

Сущность методики заключается в следующем.

Раствор, содержащий Сульфацелл и С-3 в оптимальном соотношении, вспенивают на высокоскоростной мешалке и определяют плотность p1 вспененного ратвора без пеногасителя. Параллельно таким же образом испытывают базовый раствор без реагентов (холостой опыт) и определяют плотность р невспененного раствора.

В первый (рабочий) раствор добавляют исследуемый пеногаси-тель отмеренными порциями с минимально возможным шагом дозировок. После каждого добавления раствор вновь вспенивают и определяют плотность р2 раствора, обработанного пеногасителем. По результатам замеров рассчитывают величину объемного коэффициента пеногашения Б ПО формуле:

Результаты проведенных экспериментов представлены на рис. 2.

Наибольшую эффективность в среде цементного раствора показали следующие пеногасители: полипропиленгликоль ППГ-40, Ла-прол Л-2102, D-Air производства США и трибутилфосфат ТБФ.

D-Air — порошкообразный материал, удобный для ввода в состав комплексного реагента-компаунда, но это дорогой импортный реагент. Поэтому для последующих экспериментов были выбраны перечисленные выше недефицитные отечественные реагенты.

В третьей главе приведены результаты экспериментов по разработке рецептур комплексных реагентов-компаундов и тампонаж -ных растворов на их основе для различных условий применения.

Комплексный реагент-компаунд, составленный по соотношению выявленных в предшествующих опытах оптимальных дозировок Сульфацелла, С-3 и пеногасителя, получил обозначение КРК-75. Состав защищен патентом РФ № 2194149.

Проведенные эксперименты показали, что введение пеногасителя улучшает свойства сухой смеси компонентов, придавая ей стабильность и однородность. Установлена также максимально допустимая влажность Сульфацелла, при которой порошкообразный комплексный реагент не слипается и не слеживается при хранении под грузом.

Последующими экспериментами определены основные свойства комплексного реагента-компаунда КРК-75 и оптимальная температура применения, составляющая 75 ± 15 "С. Свойства некоторых из рецептур тампо-нажных растворов на основе комплексного реагента-компаунда КРК-75 при стандартной температуре 75 "С и давлении 35 МПа представлены в табл. 1.

Помимо представленных, разработаны также рецептуры растворов на портландцементе ПЦТ11-100 и утяжеленнной тампонажной смеси.

В целом тампонажные растворы на основе комплексного реагента-компаунда КРК-75 по сравнению с базовыми имеют следующие преимущества: водоцементное отношение растворов может быть снижено до 0,4 при сохранении приемлемых значений растекаемости по прибору-конусу; водоотдача растворов снижается в 25-45 раз; прочность камня суточного возраста при изгибе и сжатии повышается в 1,2-1,9 раза; изменением содержания КРК-75 от 0,6 до 1,0 % к массе цемента можно регулировать время загустевания растворов в пределах 2,5-5,5 ч и сроки схватывания - в пределах 3,5-7 ч. Все рецептуры рекомендованы к применению в промышленных условиях.

В состав рецептуры комплексного реагента-компаунда для более высоких температур (90-120 *С) необходимо дополнительно вводить сильный замедлитель схватывания. Реагент должен быть эффективен в небольших дозировках, не оказывающих существенного влияния на состав и свойства комплексного реагента-компаунда. В качестве такого реагента была использована НТФ, являющаяся на сегодняшний день самым сильным из известных замедлителей.

Проведенными экспериментами была установлена оптимальная дозировка НТФ для получения времени загустевания растворов порядка 4 ч при температуре 90-120 *С, составившая 0,08-0,1 % к массе цемента.

Комплексный реагент-компаунд, составленный по соотношению оптимальных дозировок Сульфацелла, С-3, НТФ и пеногасителя, получил обозначение КРК-100. Состав защищен тем же патентом РФ, что и КРК-75.

Свойства тампонажных растворов на основе комплексного реагента-компаунда КРК-75 (I = 75 *С, Р = 30-35 МПа).

№ п/п Вид цемента Содержание КРК-75, У. к массе цемента (сухой смеси) В/Ц Плотность, кг/мэ Расте-кае-мость, см Водоотдача см'/ЗО мни Водоотд еление ч/з 2 ч, % Время загусте-ваиия ч-мин Сроки схватывания, ч-мин Прочн< рез 24 п >сть че-1, МПа, ри

изгибе сжатии

начало конец

1. ПЦТ1-100 — 0,50 1860 21,5 592,5 11 1-35 — 1-55 9,6 29,2

2. — II — 0,4 0,50 1842 23,5 124,0 1,9 2-50 3-05 3-35 7,8 25,4

3. — II — 0,4 0,44 1910 19,0 106,5 0,9 1-55 2-30 2-50 8,6 30,1

4. — II — 0,6 0,44 1904 21,5 35,0 0 3-00 3-30 4-05 8,5 32,6

5. — II — 0,8 0,44 1900 22,5 23,5 0 3-30 3-55 4-35 9,7 34,3

6. — II — 0,6 0,40 1968 19,0 24,0 0 2-40 3-25 3-50 10,6 37,5

7. — II — 0,8 0,40 1970 19,0 14,0 0 3-25 3-40 4-05 11,2 38,8

8. ПЦТБ-О — 0,44 1924 20,5 427,5 6,0 1-35 — 2-00 5,6 31,6

9. — II — 0,4 0,44 1914 19,0 145 0,2 2-50 3-10 3-25 7,6 33,9

10. — II — 0,6 0,44 1922 22,0 23,5 0 3-45 4-00 4-25 7,9 35,6

П. — II — 0,8 0,44 1918 22,0 18,5 0 4-30 5-10 5-45 8,6 31,7

12. — II — 1,0 0,44 1918 19,5 14,5 0 5-25 6-05 6-50 10,0 36,9

13. — II — 0,4 0,40 1970 20,0 60,0 0 2-35 — 3-25 9,1 34,0

14. — II — 0,6 0,40 1965 23,0 26,0 0 3-15 3-50 4-15 9,5 38,9

15. — II — 0,8 0,40 1960 19,0 21,5 0 4-00 4-25 4-55 10,2 39,7

16. Облегченный (ПЦТ I--100:микросферы = = 70:30 — 0,50 1500 20,5 456,0 7,5 2-05 2-55 3-40 2,6 4,0

17. — II — 0,4 0,50 1480 19,5 79,0 0,5 2-24 3-30 4-30 2,3 3,5

18. — II — 0,6 0,50 1480 19,0 43,5 0 3-07 5-05 6-00 2,4 3,6

19. — И — 0,8 0,50 1475 18,0 16,0 0 3-45 5-20 6-30 2,6 5,0

Тампонажные растворы на основе комплексного реагента-компаунда КРК-100 по сравнению с базовыми имеют следующие преимущества: водо-цементное отношение растворов может быть снижено до 0,4 при сохранении приемлемых значений растекаемости по прибору-конусу; водоотдача растворов снижается в 12-40 раз; прочность камня суточного возраста при изгибе и сжатии повышается в 1,4-2,0 раза; изменением содержания КРК-100 от 0,6 до 1,0 % к массе цемента можно регулировать время загустевания растворов в пределах 3,0-6,0 ч и сроки схватывания - в пределах 4,0-7,5 ч. Все рецептуры рекомендованы к применению в промышленных условиях.

Свойства некоторых из рецептур тампонажных растворов на основе комплексного реагента-компаунда КРК-100 при температуре 100 *С и давлении 50 МПа представлены в табл. 2.

Задача разработки комплексного реагента-компаунда для условий температур 22-50 "С была поставлена в связи с наличием потребности в таком реагенте при цементировании скважин на месторождениях Западной Сибири.

В этих условиях применения проявляется замедляющее действие Суль-фацелла, поэтому получение приемлемых сроков схватывания растворов на основе комплексного реагеита-компаунда КРК-75 возможно только при применении его совместно с ускорителями, что снижает его эффективность.

Для решения этой задачи вместо Сульфацелла в состав комплексного реагента-компаунда была введена метилцеллюлоза МЦ, отечественный реагент, выпускаемый в промышленных масштабах и известный как эффективный понизитель водоотдачи, устойчивый к полиминеральной агрессии и практически не влияющий на сроки схватывания тампонажных растворов.

Проведенными экспериментами установлено наличие в системе МЦ - С-3 синергетического эффекта, подобного тому, который наблюдается в системе ОЭЦ-С-3, но выраженного несколько слабее.

Система МЦ-С-3 с добавкой необходимого количества пенога-сителя может быть использована в качестве комплексного реагента-компаунда для условий с температурами до 35 *С.

При более высоких температурах происходит гелеобразование МЦ, природа которого до настоящего времени достоверно не установлена. В тампонажном растворе этот процесс проявляется преждевременным загустеванием, расслоением и отделением избыточной воды, что свидетельствует о потере раствором изолирующих свойств.

Для успешной работы при температурах 40-50 *С комплексный реагент-компаунд должен дополнительно содержать реагент-стабилизатор.

Анализ литературных данных позволил сделать вывод, что наиболее эффективными стабилизаторами для МЦ должны быть реагенты, близкие ей по строению и свойствам, устойчивые к полиминеральной агрессии и обладающие высокой водоудерживающей способностью. Такими реагентами являются различные модификации ОЭЦ, например, Сульфацелл.

Свойства тампонажных растворов для условий высоких температур на основе комплексного реагента-компаунда

КРК-100 (I = 100 'С, Р = 45-50 МПа).

Л"! п/п Вид цемента КРК-100, % к массе цемента В/Ц Плотность, кг/м1 Расте-кае-мость, см Водоотдача см3/30 мин Водоот-деление, ч/з 2 ч, % Время за-густевания, ч-мнн Сроки схватывания, ч-мин Прочность через 24 ч, МПа, при

изгибе сжатии

начало конец

1. ПЦТ1-100 — 0,44 1888 19,5 517,5 11,0 0-40 — 0-55 6,4 27,4

2. — II — 0,4 0,44 1882 21,5 115,0 1,3 1-05 — 2-05 7,6 35,9

3. — II — 0,6 0,44 1890 20,5 36,0 0,4 1-25 — 2-40 8,6 43,8

4. — II — 0,8 0,44 1886 20,5 20,0 0 2-10 3-10 3-20 6,3 29,2

5 — II — 1,0 0,44 1884 20,0 12,0 0 3-40 4-55 5-25 5,8 25,9

б ПЦТБ-С — 0,44 1900 21,0 440 6,0 0-55 — 1-10 7,9 38,4

7 — II — 0,4 0,44 1895 23,5 98,0 1,0 2-15 — 2-30 8,8 48,0

8 — II — 0,6 0,44 1887 22,5 35,0 0,2 3-15 3-35 3-45 10,3 50,2

9 — II — 0,8 0,44 1887 22,0 14,0 0 4-45 5-25 5-45 11,6 52,0

10 — II — 1,0 0,44 1886 22,5 10,5 0 6-10 6-55 7-30 8,9 46,8

11 Утяжеленный (ПЦТ 1-100: :песок:барит = = 2:1:1) — 0,32 2130 20,0 396,0 13,5 1-40 — 2-25 3,7 9,2

12 — II — 0,6 0,32 2130 18,5 19,0 1,4 3-15 4-15 4-40 5,2 21,5

13 — II — 0,8 0,32 2140 19,0 12,5 0 3-55 5-05 6-25 5,3 24,9

14 — II — 1,0 0,32 2130 20,0 9,5 0 5-00 6-35 7-50 3,8 17,6

X 240 s 2

к 210 &

m 180 150 120 90 60 30 0

0,2 0,24 0,28 0,32 0,36 0,4 0,44 0,48 Содержание МЦ-65, % к массе цемента

Рис. 2. Зависимость времени загустевания тампо-нажного раствора (ПЦТ1-100, В/Ц = 0,45) от соотношения метилцеллюлозы МЦ-65 и Сульфацелла К-100.

О при 40 "С II 12 ЧПн Л при 50 "С и 18 МПа

Для проверки эффективности стабилизирующего действия Сульфацелла на МЦ и установления оптимального соотношения реагентов был выполнен большой объем экспериментов при температурах 40 и 50 *С.

Из рис. 2 видно, что при 40 *С стабилизация обеспечивается при соотношении Сульфацелл:МЦ не менее чем 1:5 масс, ч., при 50 "С Сульфацелла требуется вдвое больше.

Комплексный реагент-компаунд, составленный по соотношению оптимальных дозировок Сульфацелла, МЦ, С-3 и пеногасителя, получил обозначение КРК-40. На этот состав подана заявка на получение патента РФ.

Тамлонажные растворы на основе комплексного реагента-компаунда КРК-40 по сравнению с базовыми имеют следующие преимущества: водоцементное отношение растворов может быть снижено до 0,4 при сохранении приемлемых значений растекаемости по прибору-конусу, водоотдача растворов снижается в 18-40 раз; прочность камня суточного возраста при изгибе и сжатии повышается в 1,1-1,4 раза; изменением содержа-

ния КРК-40 от 0,6 до 1,0 % к массе цемента можно регулировать время за-густевания растворов в пределах 3,0-5,0 ч при 40 *С и 1,5-3,5 ч при 50 'С, а сроки схватывания - в пределах 4,5-7,5 и 2,5-5,0 ч соответственно. Все рецептуры рекомендованы к применению в промышленных условиях.

Для условий цементирования скважин с большими зенитными углами были разработаны рецептуры на основе Сульфацелла, МЦ и комплексных реагентов-компаундов КРК-75 и КРК-40, удовлетворяющие требованиям по степени релаксации напряжений (СР, критерий седиментационной устойчивости растворов, предложенный С.А Рябоконем и А.И. Пеньковым).

Рецептуры разработаны для условий температур 75 и 40 "С. Параметр СР проверяли согласно методике, разработанной авторами, при указанных рабочих температурах.

Разработанные рецептуры прошли проверку на седиментационную устойчивость наустановке, имитирующей условия горизонтального ствола, при постоянной циркуляции горячей воды при температуре 75 или 40 "С соответственно. Схема установки и подробное описание экспериментов приведены в работе.

По результатам экспериментов наилучшие результаты получены при применении Сульфацелла, МЦ и реагентов КРК совместно с хлористым натрием и реагентом Крепь-1 (разработка ОАО НПО "Бурение", защищенная патентом РФ).

Результаты проведенных экспериментов показали, что NaCl и Крепь-1 хорошо совместимы с Сульфацеллом, МЦ и реагентами КРК, а разработанные рецептуры соответствуют необходимым технологическим требованиям и могут быть рекомендованы для промышленного применения.

Исследования реологических свойств тампонажных растворов, обработанных комплексными реагентами-компаундами КРК-75 и КРК-40, при различных температурах показали, что течение растворов в большинстве опытов подчиняется бингамовской модели вязкопластичной жидкости, отклонение наблюдается только у растворов, обработанных КРК-40, при температурах выше 50 'С, что связано с гелеобразованием МЦ.

Пластическая вязкость растворов при повышении температуры плавно снижается в соответствии с известным экспоненциальным законом Фогеля-Фульчера-Таммана, динамическое и статическое напряжение сдвига снижаются незначитель но (не более чем на 25 % от исходного значения при комнатной температуре), что позволяет сделать вывод о достаточно хорошей термостабильности реагентов КРК.

В четвертой главе приведены результаты экспериментов по сопоставлению комплексных реагентов-компаундов с импортными аналогами и результаты промышленных испытаний. Сопоставление комплексных реагентов-компаундов КРК-75 и КРК-40 с импортными аналогами (рис. 3) в одинаковых условиях показывает, что по эффективности они сопоставимы с реагентом Hallad 22A производства США, заметно уступают немецким Tylose EHM и Tylose H20p фирмы Hoechst и значительно превосходят широко рекламируемый и применяемый в последнее время CFL-117 производства США.

Рецептуры тампонажных растворов для условий умеренных температур на основе комплексного реагента-

компаунда КРК-40 (во всех опытах, В/Ц = 0,45).

St а/а Вид цемента КРК-40, %к массе цемента Плотность, кг/м1 Расте-кае-мость, см Водоотдача см'/30 мин Водоот-деленне ч/з2ч, % Время за-густевания ч-мин Сроки схватывания, УС-1, ч-мин Прочность через 24 ч, МПа, при Примечание

начало конец изгибе сжатии

1. ПЦТII-50 — 1874 19,5 310,0 8,0 2-30 2-55 3-55 4,4 10,4 t = 40 °С,

2. — II — 0,4 1872 20,5 95 0,5 2-30 3-00 3-55 4,5 10,7 Р = 12 МПа

3. — II — 0,6 1877 20,5 18,0 0 2-45 3-20 4-25 4,8 10,8

4. — II — 0,8 1866 19,5 12,0 0 3-00 4-10 5-20 5,1 11,0

5 — II — 1,0 1864 18,0 8,0 0 3-40 4-55 6-25 4,6 9,9

6 — II — — 1874 19,5 310,0 — 1-25 1-45 2-00 6,0 13,6 t = 50 °С,

7 —11 — 0,6 1877 20,5 18,0 0 1-40 2-10 2-35 6,2 15,8 Р = 18 МПа

8 — II — 0,8 1866 19,5 12,0 0 2-05 2-35 2-55 6,3 16,9

9 — II — 1,0 1864 18,0 8,0 0 2-30 3-15 3-50 6,6 17,5

10 ПЦТ 1-100 — 1894 21,5 492,5 11,0 3-15 4-10 5-00 6,1 12,0 t = 40 "С,

11 — II — 0,4 1895 23,5 105 0,9 3-00 4-15 5-25 6,3 13,6 Р= 12 МПа

12 — II — 0,6 1897 22,5 22,5 0 3-10 4-35 5-45 6,7 15,1

13 — II — 0,8 1897 22,0 14,5 0 3-50 5-15 6-25 6,9 15,7

14 — II — 1,0 1893 22,5 10,5 0 5-00 6-25 7-30 6,0 14,8

15 — II — — 1894 21,5 492,5 — 1-55 2-35 3-10 6,0 16,4 t = 50 °С,

16 — II — 0,6 1897 22,5 22,5 0 2-10 3-00 3-45 6,1 16,0 Р= 18 МПа

17 — II — 0,8 1897 22,0 14,5 0 2-30 3-25 4-15 6,4 16,9

18 — II — 1,0 1893 22,5 10,5 0 3-10 4-00 5-10 6,7 17,8

Тампонажные растворы на основе комплексных реагентов-компаундов КРК-75 и КРК-100 были применены при цементировании нижней части промежуточных и эксплуатационных колонн на Прибрежной и Слад-ковско-Морозовской площадях Краснодарского края (скв. 1 Северо-Прибре-жная, 21 Прибрежная, 1 Западно-Мечетская и др.) и на Приобской площади Тюменской области (скв. 6778 и 6795/к217,6141/к241, 5846/к244 и еще более 20 скважин). Во всех случаях получены хорошие результаты.

Результаты анализа промысловых данных по скважинам, зацементированным растворами на основе реагентов КРК, и по базовым скважинам, зацементированным по традиционной технологии, подробно рассмотренные в работе, свидетельствуют, что: высота подъема цементного раствора соответствует расчетной или превышает ее; ни в одной из опытных скважин не наблюдалось заколонных проявлений и межпластовых перетоков; качество цементирования по данным АКЦ по опытным скважинам в 1,3-1,5 раза выше по сравнению с базовыми; про-

цент "хорошего" сцепления после опрессовки колонны по опытным скважинам -на 20-40 % выше, чем по базовым. Это позволяет сделать вывод, что комплексные реагенты-компаунды соответствуют своему назначению и могут быть рекомендованы для широкого промышленного применения.

Экономический эффект от внедрения комплексных реагентов-компаундов только за счет исключения затрат на проведение ремонт-но-исправительных работ составил (в ценах 2000 г) по 6 скважинам Прибрежной и Сладковско-Морозовской площадей 406,5 тыс. р., а по 24 скважинам Приобской площади более 1,6 млн. р.

На комплексные реагенты-компаунды разработаны. ТУ 3900147001-192-99 "комплексные реагенты-компаунды", технологический регламент на производство, инструкция по приготовлению и примнению. Налажено опытное производство, получены токсикологический паспорт и санитарно-эпидемиологическое заключение № 23.КК.05.570.П.001018.02.02, подтверждающие экологическую безопасность и соответствие IV классу по ГОСТ 21.1.007-76.

3. Основные выводы и рекомендации.

1. Анализом литературных источников и промысловых данных установлено, что для обеспечения высокого качества цементирования там-понажный раствор должен обладать низкой водоотдачей, седиментаци-онно-суффозионной устойчивостью, хорошей адгезией к породе и металлу труб и низкой контракционной усадкой камня. Наиболее рациональным и наиболее перспективным способом придания тампонажному раствору и камню необходимых свойств является создание комплексных реагентов многофункционального действия.

2. Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена возможность создания комплексных реагентов-компаундов многофункционального действия, сочетающих в себе свойства понизителя водоотдачи, пластификатора и стабилизатора тампонажных растворов.

3. Разработаны комплексные реагенты-компаунды КРК для различных условиях применения, которые являются реагентами многофункционального действия, придающими цементным растворам свойства, необходимые для обеспечения качества цементирования.

4. Тампонажные растворы, обработанные реагентами КРК, полностью отвечают требованиям к тампонажным составам, предназначенным для цементирования продуктивной зоны скважин. Промысловые испытания подтверждают технологичность применения комплексных реагантов-компаундов КРК и повышение качества цементирования при применении растворов на их основе.

5. Комплексные реагенты-компаунды КРК нетоксичны, экологически безвредны и соответствуют IV классу опасности по ГОСТ 21.1.007-76, что подтверждено токсикологическим паспортом и санитарно-эпидемиологическим заключением.

6. Применение комплексных реагентов-компаундов КРК на Прибрежной и Сладковско-Морозовской площадях Краснодарского края и на Приобской площади Тюменской области позволило получить экономический эффект в размере более 2 млн. рублей.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Высокопрочные тампонажные составы для цементирования скважин. // Ашрафьян М.О., Гринько Ю.В., Савенок Н.Б., Маслов И.И. // Нефтяное хозяйство", 1995, № 3, с. 9-11.

2. Комплексные реагенты для обработки тампонажных растворов. // Ашрафьян М.О., Куксов А.К., Гринько Ю.В., Меденцев В.М. //"Нефтяное хозяйство", 1997, №7, с. 11-12.

3. Тампонажные растворы с повышенной прочностью камня. // Ашрафьян М.О., Куксов А.К., Гринько Ю.В., Меденцев В.М. // "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море", 1997, № 8-9, с. 9-12.

4. Оценка эффективности реагентов-пеногасителей для цементных растворов. // Ашрафьян МО., Гринько Ю.В. // "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море", 2001, № 9-10, с. 30-31.

5. Цементирование скважин тампонажными растворами с высокими изолирующими свойствами. //Ашрафьян МО., Куксов А.К, Нижник АН, Гринько Ю.В., Жадан ЮГ. // "Нефтяное хозяйство", М, Недра, 2002, № 3, с. 29-31.

6. Применение тампонажных растворов с повышенными изолирующими свойствами - РПИС при цементировании скважин в условиях АВПД. // Бессонов А.С., Бондаренко Д.И., Бурдыга В.А., Гринько Ю.В., Кривошей А.В., Тимофеева Е.В., Хачмамук А.Ш: // "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море", 2001, №7, с. 21-22.

7. Реагенты-пеногасители для цементных растворов. // Гринько Ю.В. // Сборник научных трудов ОАО НПО "Бурение", вып. 9, Краснодар, 2003, с. 135-139.

8. Седиментационно устойчивые тампонажные составы для цементирования горизонтальных и пологих скважин. // Рябоконь С А., Ашрафьян М.О., Гринько Ю Б. // "Нефтяное хозяйство", М, Недра, 2003, № 4, с. 98-101.

9. Современные технологии и технические средства для крепления нефтяных и газовых скважин. // Ашрафьян М.О., Новохатский ДФ, Лебедев ОА, Черненко АБ, Нижник АЕ, Гринько ЮБ, Бредихин Н.М, Рябова Л.И, Ша-мина Т Б, Павельчак А Б, Шабанов В Б. // Монография (под общей редакцией дт.н, профессора Рябоконя СА// Краснодар, Просвещение-Юг, 2003 г, 368 с.

10. Патент № 2194149, РФ, МПК Е21В 33/138.- Комплексный реагент для тампонажных растворов. // Ашрафьян М.О., Куксов А.К., Меденцев В.М., Гринько Ю.В., Нижник А.Е, Рябова Л.И.//Опубликован 10.12.2002 г.

Подписано в печать 17 января 2004 г. Формат 60х84'/16 Бумага офсетная. Печать трафаретная. Усл.-печ. л. 1,39. Тираж 100 экз. Заказ № 4053.

Отпечатано в типографии ООО "Просвещение-Юг"

с оригинал-макета заказчика г. Краснодар, ул. Селезнева, 2, тел./факс: 359-679.

»10 0 3 2

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Гринько, Юрий Вячеславович

ВВЕДЕНИЕ.

1. АНАЛИЗ ЛИТЕРАТУРНЫХ И ПАТЕНТНЫХ ИСТОЧНИКОВ. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ НАПРАВЛЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ.

1.1. Влияние фильтрата буровых и тампонажных растворов и глубины проникновения в пласт на его свойства и продуктивность.

1.2. Вопросы седиментации и стабилизации дисперсных систем применительно к цементным растворам. Современное состояние применения химических реагентов для обработки тампонажных растворов.

1.3. Разработка требований к тампонажным растворам для цементирования продуктивных пластов. Выбор направления исследований.

1.4. Выводы по главе 1.

2. ИССЛЕДОВАНИЕ И ВЫБОР ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ.

2.1. Методика проведения исследований.

2.2. Оценка эффективности и выбор понизителей водоотдачи и пластификаторов.

2.3. Исследование свойств цементных растворов, обработанных С-3 и ОЭЦ и выбор оптимального соотношения реагентов.

2.4. Изучение механизма синергетического эффекта в композиции "С-З-ОЭЦ".

2.5. Исследование, оценка эффективности и выбор пеногасителей.

2.6. Выводы по главе 2.

3. РАЗРАБОТКА РЕЦЕПТУР ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ КОМПЛЕКСНЫХ РЕАГЕНТОВ-КОМПАУНДОВ ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЙ ПРИМЕНЕНИЯ.

3.1. Рецептуры тампонажных растворов для условий повышенных температур.

3.2. Рецептуры тампонажных растворов для условий высоких температур.

3.3. Рецептуры тампонажных растворов для условий умеренных и нормальных температур.

3.4. Рецептуры тампонажных растворов, отвечающих требованию по степени релаксации напряжений.:.

3.5. Исследование реологических свойств тампонажных растворов, обработанных комплексными реагентами-компаундами КРК.

3.6. Выводы по главе 3.

4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ И ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ КОМПЛЕКСНЫХ РЕАГЕНТОВ-КОМПАУНДОВ ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ СКВАЖИН.

4.1. Сопоставление комплексных реагентов-понизителей водоотдачи КРК с импортными реагентами.

4.2. Опыт применения тампонажных растворов с низкой водоотдачей при цементировании скважин.

4.3. Экономическая эффективность применения комплексных реагентов-компаундов.

4.4. Выводы по главе 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка комплексных реагентов-компаундов для цементирования продуктивных пластов"

Цементирование является завершающим и наиболее ответственным этапом строительства скважин, от успешности и качества которого в значительной степени зависят продолжительность и результативность последующих работ по освоению скважин и их эксплуатационные характеристики.

Понятие высокого качества цементирования включает два аспекта: минимальное отрицательное воздействие тампонажного раствора на коллекторские свойства продуктивного пласта и надежная герметизация заколонного пространства скважины.

Некачественное цементирование скважин нередко становится причиной таких осложнений, как проникновение фильтрата в продуктивные пласты, прорывы подошвенных вод, межпластовые перетоки, грифонообразование и др., требующие значительных затрат времени, материалов и денежных средств на ремонтно-исправительные работы и приводящие к снижению объемов добычи.

Проблема качественного цементирования скважин усугубляется сложностью и многообразием горно-геологических условий проводки скважин и соответствующих требований к тампонажным составам. Наибольшую остроту она приобретает при разработке месторождений со сложным строением продуктивных горизонтов, характеризующихся наличием близкорасположенных разнона-порных нефте-, газо- и водоносных пластов.

Ассортимент серийно выпускаемых промышленностью тампонажных цементов невелик, и в силу своей химической природы они не удовлетворяют и не могут удовлетворять всем необходимым требованиям по условиям строительства скважин. В связи с этим регулирование параметров тампонажных растворов и придание им необходимых свойств осуществляется введением химических реагентов и их комбинаций. Сложность и трудоемкость этой операции обусловливается тем, что свойства тампонажного раствора и образующегося камня описываются 14 параметрами, и изменение одного параметра в требуемом направлении может сопровождаться нежелательным изменением других параметров.

Решение задачи эффективного управления свойствами тампонажных растворов сводится к двум основным направлениям:

- разработка оптимальных рецептур тампонажных растворов для различных условий применения при использовании минимума наиболее эффективных реагентов;

- создание новых специальных и комплексных реагентов, обеспечивающих высокое качество крепления за счет улучшения максимально большего числа параметров.

Целью диссертационной работы является исследование и разработка комплексных реагентов-понизителей водоотдачи и тампонажных составов на их основе для повышения качества крепления скважин, в т. ч. продуктивной зоны, для различных условий применения.

Научная новизна работы заключается в следующем:

- теоретически обоснована и экспериментально подтверждена возможность создания комплексных реагентов, сочетающих в себе свойства понизителя водоотдачи, пластификатора и стабилизатора тампонажных растворов;

- экспериментально установлена природа синергетического эффекта, возникающего при совместном применении оксиэтилцеллюлозы (ОЭЦ) и оксинафталинсульфокислото-формальдегидной смолы (суперпластификатор С-3);

- разработана методика определения эффективности реагентов-пено-гасителей в среде цементного раствора;

- теоретически обоснована и экспериментально подтверждена возможность стабилизации метилцеллюлозы (МЦ) в цементных растворах при температурах выше точки гелеобразования с помощью ОЭЦ.

- разработаны рецептуры комплексных реагентов-компаундов для различных температур, доказана целесообразность их применения в качестве понизителей водоотдачи и стабилизаторов для цементных растворов.

Основные результаты проведенных исследований заключаются в следующем.

Разработаны, прошли промысловые испытания и внедрены в производство:

- комплексный реагент-компаунд КРК-75 и тампонажные растворы на его основе для температур 50-90 "С;

- комплексный реагент-компаунд КРК-100 и тампонажные растворы на его основе для температур 90-120 "С;

- комплексный реагент-компаунд КРК-40 и тампонажные растворы на его основе для температур 30-50 °С;

- усовершенствованные рецептуры тампонажных растворов, содержащие комплексные реагенты-компаунды КРК в сочетании с расширяющими добавками.

Основные технические решения — составы комплексных реагентовкомпаундов КРК и усовершенствованных тампонажных растворов - защищены патентами РФ.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Гринько, Юрий Вячеславович

Основные выводы и рекомендации.

1. Анализом литературных источников и промысловых данных установлено, что для обеспечения высокого качества цементирования тампонажный раствор должен обладать низкой водоотдачей, седиментационно-суффозионной устойчивостью, хорошей адгезией к породе и металлу труб и низкой контрак-ционной усадкой камня. Наиболее рациональным и наиболее перспективным способом придания тампонаж!юму раствору и камню необходимых свойств является создание комплексных реагентов многофункционального действия.

2. Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена возможность создания комплексных реагентов-компаундов многофункционального действия, сочетающих в себе свойства понизителя водоотдачи, пластификатора и стабилизатора тампонажных растворов.

3. Разработаны комплексные реагенты-компаунды КРК для различных условиях применения, которые являются реагентами многофункционального действия, придающими цементным растворам свойства, необходимые для обеспечения качества цементирования.

4. Тампонажные растворы, обработанные реагентами КРК, полностью отвечают требованиям к тампонажным составам, предназначенным для цемен-ти-рования продуктивной зоны скважин. Промысловые испытания подтверждают технологичность применения комплексных реагантов-компаундов КРК и повышение качества цементирования при применении растворов на их основе.

5. Комплексные реагенты-компаунды КРК нетоксичны, экологически безвредны и соответствуют IV классу опасности по ГОСТ 21.1.00776, что подтверждено токсикологическим паспортом и санитарно-эпидемиологическим заключением.

6. Применение комплексных реагентов-компаундов КРК на Прибрежной и Сладковско-Морозовской площадях Краснодарского края и на Приобской площади Тюменской области позволило получить экономический эффект в размере более 2 млн. рублей.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Гринько, Юрий Вячеславович, Краснодар

1. Гороновский И.Т., Назаренко Ю.П., Некряч Е.Ф. Краткий справочник по химии.//Киев, Наукова думка, 1974.

2. Перельман В.И. Краткий справочник химика.//М., Химия, 1964.

3. Рабинович В.А., Хавин З.Я. Краткий химический справочник.//Л., Химия, 1991.

4. Химические реакции полимеров. Под ред. Е. Феттеса, пер. с англ. под ред. акад. АН СССР В.А. Кабанова. //М., Мир, 1977.

5. Бюлер К.А., Пирсон Д.Е. Органические синтезы. В 2 частях. 4.1. Пер. с англ. проф. Платэ А.Ф. и Тетериной М.П. // М., Мир, 1973.

6. Маки Р.К., Смит Д.М. Путеводитель по органическому синтезу. Пер. с англ. Ивойловой Е.В. под ред. проф. В.М. Потапова. //М., Мир, 1985.

7. Тихомиров В.К. Пены. Теория и практика их получения и уничтожения. // М., Химия, 1983.

8. Гринько Ю.В. Реагенты-пеногасители для цементных растворов. // Импортзамещающие технические средства и материалы. Тр. ОАО НПО "Бурение", вып. 9, Краснодар, 2003, с. 135-139.

9. Булатов А.И., Рябченко В.И., Сухарев С.С. Основы физико-химии промывочных жидкостей и тампонажных растворов. // М., Недра, 1968. 174 с.

10. Булатов А.И. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем. // М., Недра, 1976, 249 с.

11. Неппер Д.Х. Стабилизация коллоидных систем полимерами. // М.,1. Мир, 1986,487 с.

12. Энциклопедия полимеров. В 5 т. // М., Советская энциклопедия, 1974//т.2, стр. 211-215.

13. Пеньков А.И., Рябоконь С.А. Требования к свойствам и критерии оценки качества буровых растворов, обеспечивающих надлежащую подготовку ствола к креплению скважин. Труды ОАО НПО "Бурение". - 2000. -вып. 5. - С. 18 - 26.

14. Нижник А.Е., Куксов А.К., Лебедев О.А. К вопросу о влиянии цементирования на продуктивность скважин. //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2001. - № 5-6. - С. 27-29.

15. Фаткуллин Р.Х., Вакула Я.В., Поваляев А.И. Опыт строительства наклонно-горизонтальных скважин на месторождениях Татарстана. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1995. - № 10-11. - С. 49-50.

16. Справочник химика. Изд. 2. В 6-и томах. // М.-Л., Химия, 1964.

17. Шайнуров P.C. Технология бурения боковых стволов из обсаженных скважин с целью их реанимации. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1995. - № 10-11. - С. 51-53.

18. Патент № 4838353, США, МПК Е21В 43/12, 43/24. Устройство для заканчивания и обслуживания скважин с отклоненным и горизонтальным стволом. //E.O.Anders, Anders Energy Corporation. Опубликован 13.06.1989.

19. Патент № 5301760, США, МПК Е21В 7/06. Способ заканчивания горизонтального коллектора из вертикальной скважины. // S.A.Graham, Natural Reserves Group Incorporated. Опубликован 21.03.1993.

20. Патент № 2055156, РФ, МПК Е21В 7/06. Способ заканчивания горизонтальной скважины. // И.Ф. Афридонов и др., БашНИПИнефть. Опубликован 27.02.1996.

21. Патент № 4977961, США, МПК Е21В 7/06. Способ создания параллельных вертикальных трещин в наклонных пробуренных скважинах. // Опубликован 12.12.1992.

22. Патент № 5249628, США, МПК Е21В 7/06. Способ заканчивают горизонтальных скважин. // J. В. Suijaatmagia, Halliburton Со. Опубликован 21.03.1993.

23. Булатов А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. // М., Недра, 1973, 296 с.

24. Патент № 2129649, РФ, МПК Е21В 33/138.- Комплексный реагент для тампонажных систем. // Гноевых А.Н., Куксов А.К., Новохатский Д.Ф., Рябоконь A.A., Рябова Л.И. Опубликован 27.04.99 г.

25. Петросян A.A. Разработка нового облегченного полимерцементного материала // Тезисы докладов к IV конференции-дискуссии "формирование и работа тампонажного камня в скважине" 11-15 мая 1987 г. Краснодар, 1987, с. 79-80.

26. A.c. № 1305308, СССР, МПК Е21В 33/138. Тампонажный раствор. // Ахрименко В.Е., Гень О.П., Камалов O.P., Куксов А.К., Левин Е.М., Катеев И.С., Фаткуллин Р.Х. Опубликован 23.04.87 г.

27. A.c. № 1328481, СССР, МПК Е21В 33/138. Тампонажный состав. // Катенев Е.П., Остапенко A.A., Алексеенко Т.Н., Никифорова В.Н. Опубликован 07.08.87 г.

28. Заявка ЕПВ /ЕР/ № 0201355, МПК Е21В 33/138, 43/25, 21/00.- Способ и состав для снижения водоотдачи. // R.E. Bizley, Ethyl Corp., US. Опубликован 12.11.86, РЖ Изобретения стран мира, 1987, № 18, с. 57.

29. А.с. № 1719618, СССР, МПК Е21В 33/138.- Комплексный реагент для тампонажных растворов. // Куксов А.К., Крезуб А.П., Рябова Л.И., Лышко Г.Н., Лоскутов Д.А., Жмуркевич Е.И. Опубликован 15.03.92 г.

30. Патент № 2132447, РФ, МПК Е21В 33/138.- Тампонажный состав. // Паненко И.А., Григулецкий В.Г., Рябова Л.И., Елизаров Н.И. Опубликован 27.06.99 г.

31. Патент № 2179231, РФ, МПК Е21В 33/138.- Комплексный реагент для тампонажных растворов. // Казаков ВА., Куксов А.К., Новохатский Д.Ф., Рябова Л.И. Опубликован 10.02.2002 г.

32. Ашрафьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. //М., Недра, 1989. 230 с.

33. Барановский В.Д., Булатов А.И., Крылов В.И. Крепление и цементирование наклонных скважин. //М., Недра, 1986. 272 с.

34. Булатов А.И., Данюшевский B.C. Тампонажные материалы. // М., Недра, 1987. 280 с.

35. Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. // М., Недра, 1987. 373 с.

36. Костырин В.И. Тампонажные материалы и химреагенты. Справочное пособие. //М., Недра, 1989. 143 с.

37. Кравцов В.М., Кузнецов Ю.С., Мавлютов М.Р. и др. Крепление скважин в коррозионно-активных средах. // М., Недра, 1987, 190 с.

38. Davis R.H., Acrivos A. Sedimentation of non-colloidal partides at low Reynods numbers. Ann. Rev. Fluid Mech. - 1985. - P. 91 - 118.

39. Hanson P., Trigg Т., Rachal G., Zamora M. Investigation of barite sag in weighted drilling fluids in highly deviated wells. SPE paper 20423, presented at the SPE Annual Conference and Exhibition. - New Orlean, 1990, September. - P. 23 — 26.

40. Краткая химическая энциклопедия. В 5 т. //М., Советская энциклопедия, 1961.//Т. 1, с. 720.

41. Мариампольский Н.А., Рябова Л.И., Безрукова Е.С., Комнатный В.Ю.

42. Комбинированный реагент на основе фосфорорганических комплексонов и акриловых полимеров. // Тр. ВНИИКРнефть, 1988, вып.8, с. 48-53.

43. A.c. № 1451257, СССР, МПК Е21В 33/138. Комплексный реагент для тампонажных растворов. // Мариампольский H.A., Рябова Л.И., Аракелян A.A., Безрукова Е.С., Новохатская И.Д., Комнатный В.Ю. Опубликован 15.01.89 г.

44. A.c. № 1432213, СССР, МПК Е21В 33/138. Тампонажный раствор.I

45. Рогоза З.И., Исакова Е.Ф. Опубликован 07.06.89 г.

46. A.c. № 1305307, СССР, МПК Е21В 33/138. Тампонажный состав. // Зельцер П.Я., Коновалов Е.А. Опубликован 23.04.87 г.

47. Лукманов P.P., Лукманова Р.З. Состав для регулирования свойств тампонажного камня. // Тезисы докладов к IV конференции-дискуссии "формирование и работа тампонажного камня в скважине" 11-15 мая 1987 г. Краснодар, 1987, с. 95.

48. A.c. № 991025, СССР, МПК Е21В 33/138. Тампонажный раствор. // Рогоза З.И., Исакова Е.Ф., Федорова В.В., Булда Ю.А. Опубликован 23.01.83 г.

49. A.c. № 1484818, СССР, МПК Е21В 33/138. Тампонажная смесь для изоляции проницаемых пластов. // Прасолов В.А., Алгина С.И. Опубликован 07.06.89 г.

50. A.c. № 1583381, СССР, МПК Е21В 33/138. Добавка к тампонажным растворам. // Рябова Л.И., Безрукова Е.С., Дейкин В.В., Тросько У.В., Белобородое В.В., Стопский B.C., Смирнов Г.Я., Арутюнян А.Н., Казарян Р.В., Кор-нена Е.П. Опубликован 07.08.90 г.

51. Заявка ЕПВ /ЕР/ № 0145151, МПК Е21В 33/138, С04В 24/40, С08К5/00.- Тиксотропный цемент, предназначенный для цементирования буровых скважин. // P.O. Drawer, Halliburton Со, US, опубликован 19.06.85, РЖ Изобретения стран мира, 1986, № 1, с. 30.

52. Булатов А.И., Мариампольский H.A. Регулирование технологических показателей тампонажных растворов.// М., Недра, 1988, 224 с.

53. Резчиков Г.А. Совершенствование рецептур тампонажных растворов для цементирования скважин в сложных условиях. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. // Краснодар, 2001,131 с.

54. Безрукова Е.С., Новохатская И.Д. Модифицированный реагент для тампонажных растворов. // Тезисы докладов к IV конференции-дискуссии "формирование и работа тампонажного камня в скважине" 11-15 мая 1987 г. Краснодар, 1987, с. 91-92.

55. A.c. № 1484017, СССР, МПК Е21В 33/138. Тампонажный раствор. // Белов В.П., Живаева В.В., Ротпггейн O.JI. Опубликован 07.06.89 г.

56. Патент № 4448281, США, МПК С04В 7/35.- Твердые полиаминовые добавки для регулирования пластичности. // Опубликован 04.06.86 г.

57. A.c. № 1420136, СССР, МПК Е21В 33/138. Тампонажный состав для "холодных" скважин. // Мариампольский H.A., Рябова Л.И., Новохатская И.Д., Рогожина М.В. Опубликован 30.06.86 г.

58. Вагнер Г.Р. Формирование структур в силикатных дисперсиях. // Киев, Наукова думка, 1989. 181 с.

59. Куксов А.К., Черненко A.B. Заколонные проявления при строительстве скважин. // Обз. инф. сер. Техника и технология бурения скважин. Вып. 9. //М., ВНИИОЭНГ, 1988. 68 с.

60. Черненко A.B. Герметичность затрубного пространства и требования к тампонажному раствору (камню). // Тампонажные растворы и технология крепления скважин. Труды ВНИИКРнефть, вып. 13. // Краснодар, 1977, с. 142-149.

61. Дон Н.С., Титков Н.И., Гайворонский A.A. Разобщение пластов в нефтяных и газовых скважинах. // М., Недра, 1973. 272 с.

62. Аглиуллин М.М. Оценка глубины проникновения фильтрата промывочной жидкости по данным испытателей пластов. // там же, с. 99-105.

63. Мамулов Ф.Г., Булатов А.И., Бондарев В.И. Регулирование реологических свойств тампонажных растворов и снижение гидравлических потерь при цементировании скважин. // Обз. инф. сер. Бурение. // М., ВНИИОЭНГ, 1978. 85 с.

64. Гайворонский A.A. Крепление нефтяных и газовых скважин в США. М., Гостоптехиздат, 1962. 176 с.

65. Булатов А.И., Куксов А.К., Бабаян Э.В. Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений при бурении. // Обз. инф. сер. Бурение, вып.З (122). // М., ВНИИОЭНГ, 1987. 50 с.

66. Куксов А.К., Бабаян Э.В., Шевцов В.Д. Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений при бурении. // М., Недра, 1992. 251 с.

67. Ищенко В.И., Софронов В.Д. Строительство нефтяных скважин в Западной Сибири. // Обз. инф. сер. Бурение. // М, ВНИИОЭНГ, 1987. 65 с.

68. Булатов А.И. Цементирование глубоких скважин. // М., Недра, 1964. 290 с.

69. Скрамтаев Б.Г. Труды НИИЦемента. // Промстройиздат, № 3,1960.

70. Еганьянц Е.Т. Предупреждение глубокого проникновения фильтрата бурового раствора. // Тр. ВНИГРИ,

71. Рабинович Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении. //М., Недра, 1989. 270 с.

72. Рязанцев Н.Ф., Карнаухов M.JL, Белов А.Е. Испытание скважин в процессе бурения. //М., Недра, 1982. 310 с.

73. Лехович П.К. Пути повышения эффективности нефтегазопромысло-вых работ на больших глубинах. // Геология нефти и газа, 1978, № 4, с. 20-23.

74. Гудок Н.С. Изучение физических свойств пористых сред. // М., Недра, 1970. 280 с.

75. Крэйг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. // М., Недра, 1974. 192 с.

76. Ханин А.А. Остаточная вода в коллекторах нефти и газа. М., Гостоп-техиздат, 1963. 208 с.

77. Яковенко В.И., Шурыгин М.Н. Экспериментальная оценка влияния процесса цементирования скважин на их относительную продуктивность. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 1999, № 7-8, с. 44-46.

78. Капырин Ю.В., Храпова Е.И. Комплексная технология вторичного вскрытия пласта. // Бурение и нефть, 2003, июль-август. С. 40-43.

79. Ибатуллин И.Р., Губайдуллин Ф.А., Уваров С.Г., Фирсов С.В., Кру-пин С.В. Модифицирование свойств призабойной зоны добывающих скважин для увеличения добычи нефти. // Бурение и нефть, 2003, июль-август. С. 45-48.

80. Рабинович Н.Р., Смирнова Н.В., Тевзадзе Н.Р. Оценка качества вскрытия пластов и освоения скважин. // Обз. инф. сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. // М., ВНИИОЭНГ, 1990. 44 с.

81. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. М., Недра, 1979. 303 с.

82. Тагер A.A. Физикохимия полимеров. Изд. 3.//М., Химия, 1978, 544 с.

83. Рамчадран B.C., Фельдман Р.Ф., Коллепарди М. И др. Добавки в бетон. Справочное пособие. //М., Стройиздат, 1988, 575 с.

84. Иванов Ф.М, Батраков В.Г., Лагойда A.B. Основные направления применения химических добавок к бетону. // Бетон и железобетон, 1981, № 9, с. 3-5.

85. Ребиндер П.А. Поверхностно-активные вещества, их назначение и применение в нефтяной промышленности. //М., Недра, 1978, 25 с.

86. Buster J.L. Plan turbulance into your cement jobs. 1962. 34. № 5. Petroleum Engineer.

87. Аракелян A.A., Новохатский Д.Ф., Паринов П.Ф. и др. Тампонажные растворы повышенной плотности. // Бурение, 1982, № 3, с. 17-18.

88. Зельцер П.Н. Пластификация тампонажных цементных растворов для условий Восточной Сибири и Якутии. — Бурение газовых и морских нефтяных скважин. // М., 1983, № 2, с. 17-19.

89. Патент № 2194149, РФ, МПК Е21В 33/138.- Комплексный реагент для тампонажных растворов. // Ашрафьян М.О., Куксов А.К., Меденцев В.М., Гринько Ю.В., Нижник А.Е., Рябова Л.И. Опубликован 10.12.2002 г.

90. Шеметов В.Ю., Мариампольский H.A. Об осмотической природе ка-налообразования в цементном камне. // Тезисы докладов к конференции-дискуссии "Формирование и работа тампонажного камня в скважине" 14-18 мая 1984 г. //Краснодар, 1984, с. 19-20.

91. Аракелян A.A. Контракция тампонажного раствора-камня в термобарических условиях. // Тезисы докладов к конференции-дискуссии "Формирование и работа тампонажного камня в скважине" 14-18 мая 1984 г. // Краснодар, 1984, с. 67.

92. Петере В.И., Каримов Н.Х., Запорожец Л.С. Расширяющиеся напрягающие тампонажные цементы. // Тезисы докладов к конференции-дискуссии "Формирование и работа тампонажного камня в скважине" 14-18 мая 1984 г. // Краснодар, 1984, с.80-87.

93. Крых Б.В., Осмолова Р.В. Состав и свойства тампонажных растворов на основе золы горючих сланцев. // Тезисы докладов к IV конференции-дискуссии "Формирование и работа тампонажного камня в скважине" 11-15 мая 1987г. //Краснодар, 1987, с.54-56.

94. Штакельберг Д.И. Термодинамика структурообразования водно-сили-катных дисперсных материалов. // Рига, Зинатне, 1984.

95. Геранин М.П., Ломоносов В.В., Чжао П.Х. Совершенствование крепления скважин на подземных хранилищах газа. // Обз. инф. сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин, вып. 5. //М., ВНИИЭГазпром, 1982. 38 с.

96. Геранин М.П., Соловьев Е.М. Оценка тампонирующей способности цементных растворов. //Газовая промышленность, 1972, № 2, с. 4-7.

97. Геранин М.П. Перетоки газа в скважинах через цементный раствор. // Обз. инф. сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. //М., ВНИИЭГазпром, 1977. 52 с.

98. Грачев В.В., Малеванский В.Д. Повышение суффозионной устойчивости цементных растворов. // РНТС Бурение газовых и морских нефтяных скважин, № 2, с. 11-16. // М., ВНИИЭГазпром, 1980.

99. Черненко A.B., Куксов A.K. Влияние фильтрационных разрушений на проницаемость тампонажного камня. // Нефтяное хозяйство, 1972, № 10, с. 21-24.

100. Черненко A.B., Горлов А.Е. О седиментационной устойчивости там-понажныхрастворов. //Нефтяное хозяйство, 1977, № 7, с. 21-23.

101. РД 39-0147009-510-85. Руководство по предупреждению загрязнения нефтенасыщенных пластов.

102. Грей Дж., Дарли Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). //

103. Козубовский Г.А. Некоторые особенности распределения фильтрата бурового раствора в призабойной зоне скважин. // В кн. Вопросы вскрытия и разобщения продуктивных пластов на месторождениях Западной Сибири. Труды СИБНИИНП. //Тюмень, 1983. с. 27-31.

104. ИЗ. Варламов Н.С. Испытатели пластов с опорой на забой. М., Недра, 1976. 118 с.

105. Винарский М.С., Муратов В.К., Петрова С.Н. Влияние свойств бурового раствора на состояние призабойной зоны. // Нефтяное хозяйство, 1977, № 6, с.23-27.

106. Ахияров В.Х. Особенности образования зоны проникновения и ее влияние на характеристику коллекторов в терригенном разрезе ЗападноСибирской равнины. //Труды ЗапСибНИГНИ, 1975, вып.106, с. 151-161.

107. Рабинович Н.Р., Яковенко В.И., Дерновой В.П. Оценка качества вскрытия пластов по данным лабораторных исследований. // Нефтяное хозяйство, 1992, № 3, с.6-9.

108. Рабинович Н.Р., Тевзадзе Н.Р. Априорная оценка качества вскрытияпластов и качества освоения скважин. // Труды ВНИИКРнефть, вып. 7, 1988, с. 139-144.

109. Калинин В.Г., Сухоносов Г.Д. Оценка проницаемости пласта-коллектора при испытании его с помощью испытателя пластов, спускаемого на трубах. //РЖ сер. Бурение, 1983, вып. 5, с. 21-22.

110. Крылов В.И., Пешалов Ю.А., Калугин М.В. Повышение эффективности и качества крепления газовых скважин. // Обз. инф. сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. // М., ВНИИЭГазпром, 1981. 72 с.

111. Булатов А.И., Обозин О.Н., Куксов А.К. Возникновение каналов в затрубном пространстве скважины после цементирования. // Газовая промышленность, 1970, Ко 2, с. 3-6.

112. Огнева Н.Е., Соколова Л.И. Исследование влияния полимерных добавок на свойства тампонажных растворов. // Тезисы докладов к конференции-дискуссии "Формирование и работа тампонажного камня в скважине" 14-18 мая 1984 г. // Краснодар, 1984, с. 28.

113. Волошин В.А., Новохатский Д.Ф., Ягоденко В.В. Облегченные це-менто-полимерные растворы. // Тезисы докладов к конференции-дискуссии "Формирование и работа тампонажного камня в скважине" 14-18 мая 1984 г. // Краснодар, 1984, с. 116-118.

114. Княван P.M., Поляков В.Н., Новохатский Д.Ф., Лимановский В.М.,

115. Волошин В. А. Коррозионная стойкость тампонажных цементов, обработанных понизителями фильтрации. // Тезисы докладов к конференции-дискуссии "Формирование и работа тампонажного камня в скважине" 14-18 мая 1984 г. // Краснодар, 1984, с. 155-157.

116. Патент № 2013524, РФ, МПК Е21В 33/138.- Комплексный реагент для тампонажных растворов. // Перейма A.A., Перцева JI.B. Опубл. 30.05.94 г.

117. Патент № 2021487, РФ, МПК Е21В 33/138.- Тампонажный состав для изоляции зон поглощения. // Курочкин Б.М., Алексеев М.В., Прусова H.JI. и др. Опубл. 15.10.94 г.

118. Патент № 2074310, РФ, МПК Е21В 33/138.- Комплексная добавка в тампонажный раствор на основе портландцемента. // Моисеенко В.Г., Петраков Ю.И., Нагорнова В.Ф., Никифорова В.Н. Опубл. 27.02.97 г.

119. A.c. № 2013524, СССР, МПК Е21В 33/138.- Тампонажный раствор. // Рябова Л.И., Дейкин В.В., Рогожина М.В., Безрукова Е.С. Опубл. 30.10.84 г.

120. Патент № 2013524, РФ, МПК Е21В 33/138.- Способ приготовления тампонажного раствора. // Татауров В.Г., Кузнецова О.Г., Чугаев O.A. и др. Опубл. 10.08.2002 г.

121. A.c. № 560970 и № 765498, СССР, МПК Е21В 33/138.- Способ и устройство для определения седиментанионной устойчивости тампонажных растворов. // Черненко A.B., Голов А.Е. Опубл. 02.08.77 г и 06.10.80 г.

122. Пеньков А.И., Швачкин Ю.А., Федосов Р.И. Влияние температуры на водоотдачу буровых растворов. // Нефтяное хозяйство, 1977, № 7, с. 18-20.

123. Бережной А.И., Зельцер П.Я., Муха А.Г. Электрические и механические методы воздействия при цементировании скважин. М., Недра, 1976. 186 с.

124. Бережной А.И. К вопросу формирования герметичного цементногокольца в затрубном пространстве скважин. // Труды УкрНИИГаз, вып. I (5). // М., Недра, 1966, с. 7-15.

125. Бережной А.И. К анализу форм движения материи в системе "цементный раствор вмещающая среда". // Изв. ВУЗов. Нефть и газ, 1967, № 12, с. 40-43.

126. Бережной А.И. Теоретические предпосылки совершенствования техники и технологии цементирования газовых скважин. // Труды УкрНИИГаз, вып. IV (8). //М, Недра, 1970, с. 3-12.

127. Бережной А.И. О факторах, влияющих на герметичность скважин, зацементированных тампонажным цементным раствором. // Труды УкрНИИГаз, вып. Ш (7). //М., Недра, 1969, с. 33-40.

128. Бережной А.И. Вопросы теории герметичности зацементированного затрубного пространства и рекомендации по предотвращению газопроявлений на скважинах. // Труды УкрНИИГаз, вып. П (6). // М., Недра, 1965, с. 54-64.

129. Некрасов В.В. Изменение объема системы при твердении гидравлических вяжущих. // Изв. АН СССР, ОТН, 1958, № 6.

130. Баран A.A. Полимерсодержащие дисперсные системы. // Киев, Нау-кова думка, 1986. 204 с.

131. Щавелев H.JL, Карпов A.B., Сысоев B.C. и др. Влияние ступенчатого цементирования скважин на их продуктивность. // Нефтяное хозяйство, 1998, №5, с. 20-21.

132. Здоров Ф.Г., Нижник А.Е. О влиянии цементирования на фильтрационную характеристику продуктивных пластов. // Нефтяное хозяйство, 1978, № 10, с. 26-28.

133. Кошелев В.Н., Пеньков А.И., Вахрушев Л.П. и др. Полиалкилглико-левые растворы (ПАГРы) новое поколение растворов для бурения и заканчи-вания скважин. //Труды ОАО НПО "Бурение", 2001, вып. 6, с. 10-18.

134. Грейфер В.И., Павлов Н.Е., Кувшинов A.C., Телшцев А.Г. Важнейшие задачи эффективной разработки месторождений Западной Сибири. // Нефтяное хозяйство, 1986, № 11, с. 4-7.

135. Афридонов И.Ф., Асфандияров Р.Т., Овцын И.О. и др. Применение комплексной технологии заканчивания скважин в АНК "Башнефть". // Нефтяное хозяйство, 1998, № 8, с. 9-11.

136. Чернов В.И., Соловьев В.Н. Анализ эксплуатации скважин с различными конструкциями забоя при АНПД. // Нефтяное хозяйство, 1986, № 10, с. 43-45.

137. Рахимкулов P.U1., Афридонов И.Ф., Асфандияров Р.Т. и др. Крепление скважин эксплуатационными колоннами без цементирования нефтеносной части пластов. //Нефтяное хозяйство, 1996, № 6, с. 10-13.

138. Качалов О.Б., Медведев Н.Я., Бабец М.А. Влияние давления при цементировании на продуктивность скважин в условиях Западной Сибири. // Техника и технология бурения скважин, 1988, вып. 2, с.

139. Качалов О.Б., Ким С.Д., Коробовкин Р.В. Устойчивость во времени эффекта снижения продуктивности при гидроразрыве пласта в процессе цементирования. // Научно-производственные достижения в новых условиях хозяйствования, 1989, № 1, с. 11.

140. Черненко A.B. О необходимости регламентирования технологических параметров тампонажного раствора для цементирования продуктивных пластов. // Тезисы докладов VIH научно-технической конференции молодых ученых и специалистов. // Пермь, 1982, с. 62-63.

141. Черненко A.B. Герметичность затрубного пространства и требования к тампонажному раствору. //Труды ВНИИКРнефть, 1977, вып. 13, с. 146-149.

142. Черненко A.B. Разработать технологию цементирования скважин, обеспечивающую герметичность цементного кольца в заколонном пространстве. //Гос. регистрация № 01850022261, ВНИИКРнефть, Краснодар, 1986.

143. Куксов А.К., Черненко A.B., Горлов А.Е. Причины растрескивания глинистых корок при контактировании с тампонажным раствором (камнем). // Труды ВНИИКРнефть, 1977, вып. 13, с. 150-155.

144. Рабинович Н.Р., Смирнов Н.Т., Тевзадзе Н.Р. Оценка качествавскрытия пластов и освоения скважин. // Обз. инф. сер. Бурение. // М., ВНИИОЭНГ, 1987. 48 с.

145. Пеньков А.И., Кошелев В.Н. Основные факторы, влияющие на изменение нефтепроницаемосги коллекторов при воздействии буровых растворов. // Тр. ОАО НПО "Бурение", вып. 5. //Краснодар, 1998, с. 102-103.