Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка составов буферных жидкостей и тампонажных растворов для повышения качества крепления нефтяных и газовых скважин

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка составов буферных жидкостей и тампонажных растворов для повышения качества крепления нефтяных и газовых скважин"

На правах рукописи

Темиров Эльдар Велиюллаевич

РАЗРАБОТКА СОСТАВОВ БУФЕРНЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ КАЧЕСТВА КРЕПЛЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

(на примере месторождений Сургутского региона)

Специальность 25.00.15 Технология бурения

и освоения скважин

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Ставрополь-2006

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Северо-Кавказский государственный технический университет» (СевКавГТУ)

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор, академик РАЕН и АГН РФ Гасумов Рамиз Алиджавад оглы

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор, академик РАЕН и АГН РФ Алиев Расул Магомедович;

кандидат технических наук Петраков Юрий Иванович

Ведущее предприятие

ООО «КогалымНИПИнефть»

Защита состоится «21» декабря 2006г. в 10°° часов на заседании диссертационного совета при Северо-Кавказском государственном техническом университете по адресу: 355029, г.Ставрополь, пр. Кулакова, 2.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Северо-Кавказского государственного технического университета.

Автореферат разослан «15» ноября 2006г.

Ваши отзывы в 2-х экземплярах, заверенные печатью организации, просим направлять по указанному адресу на имя ученого секретаря диссертационного совета.

Факс (8652) 94-60-12. Е-таП: tagirovstv@ncstu.ru

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук, доцент

Г""

Ю.А. Пуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы.

В настоящее время разработка большинства месторождений Сургутского региона сопровождается до 90% обводнением продукции добывающих скважин, что требует дорогостоящих и сложных ремонтно-изоляционных работ.

Выполненный анализ промыслового материала показывает, что основными причинами некачественного крепления скважин на рассматриваемых месторождениях являются:

- применение буферных жидкостей, не обеспечивающих решения комплекса проблем, связанных с качественной очисткой стволов скважин при креплении;

- применение седиментационно-неустойчивых рецептур облегченных тампонажных растворов с высокими фильтрационными и реологическими характеристиками, не обеспечивающих надежной изоляции затрубного пространства в интервалах залегания продуктивных горизонтов сложнопо-строенных залежей.

Исследованиям по разработке составов буферных жидкостей и тампонажных растворов для повышения качества крепления скважин посвящено множество работ отечественных и зарубежных ученых. Разработано и применяется большое количество технических средств и технологий. Однако проблема в целом остается актуальной и успешность работ по креплению нефтяных и газовых скважин на месторождениях Сургутского региона все еще остается низкой и составляет 40-60%.

В связи с этим исследования по разработке соответствующих составов буферных жидкостей, обеспечивающих качественную подготовку стволов скважин различной кривизны и комплексных добавок для получения тик-сотропных седиментационно-устойчивых составов тампонажных растворов нормальной плотности, облегченных и легких, с широкими пределами регулирования структурно-реологических, фильтрационных свойств и качественного цементного камня, остаются актуальными.

В соответствии с этим сформулирована цель работы: Совершенствование составов буферных жидкостей и тампонажных растворов для повышения качества крепления нефтяных и газовых скважин на месторождениях Сургутского региона.

Основные задачи исследований:

1. Анализ и обобщение промысловых данных по качеству крепления нефтяных и газовых скважин на месторождениях Сургутского региона.

2. Исследование и разработка составов структурированных буферных жидкостей и комплексных добавок в тампонажные растворы нормальной плотности, облегченные и легкие для повышения качества крепления нефтяных и газовых скважин.

3. Технология приготовления разработанных составов буферных жидкостей и тампонажных растворов для крепления нефтяных и газовых скважин, обеспечивающая предупреждение возможных осложнений процесса цементирования и максимальное использование возможностей компонентов комплексных добавок в цементные смеси.

4. Практическая реализация разработанных технологических решений и составов буферных жидкостей и тампонажных растворов, оценка

эффективности их применения при креплении нефтяных и газовых скважин на месторождениях Сургутского региона.

Методы решения поставленных задач и достоверность результатов.

Методика исследований основана на использовании существующих стандартов и на анализе и обобщении имеющихся промысловых, лабораторных и теоретических данных по рассматриваемой проблеме. Результаты исследований оценены с использованием математических методов моделирования и современных компьютерных технологий их обработки. Научная роэизна;

1. Разработаны новые рецептуры буферных жидкостей на основе сернокислого алюминия, оксиэтилцеллюлозы и карбоната кальция, обладающие широким пределом структурно-реологических характеристик, низкими фильтрационными параметрами и кольматирующими свойствами для решения комплекса проблем качественной подготовки ствола при цементировании скважин различной кривизны.

2. Научно обосновано и экспериментально подтверждено решение важной технологической проблемы по получению надежной и качественной крепи в направленных скважинах с использованием облегченных и легких составов тампонажных растворов.

3. Разработаны три новых состава комплексных добавок, названные «СТА», «СБТ» и «СРАТ», для обработки тампонажных растворов нормальной плотности, облегченных и легких с синергетическим эффектом действия составляющих компонентов, позволяющих получать седиментаци-онно-устойчивые тиксотропные системы с низкими фильтрационными и реологическими параметрами и безусадочный, непроницаемый цементный камень высокой прочности и адгезии.

4. Подобран гидрофобизирующий реагент на основе аминов для снижения водопотребности микросфер, обеспечивающий улучшение физико-механических характеристик цементного камня.

Осиоврме защищаемое положению

ч 1. Рецептуры структурированных составов буферных жидкостей для качественного разделения бурового и тампонажного растворов, сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов, полного вытеснения промывочной жидкости из затрубного пространства, вымывания «языков» твердой фазы из стволов наклонных и горизонтальных скважин в условиях месторождений Сургутского региона.

2. Рецептуры и составы тампонажных растворов с комплексными добавками «СБТ», «СТА», «СГАТ» для повышения качества крепления нефтяных и газовых скважин, получения прочного, безусадочного и низкопроницаемого цементного камня.

;; 3. Технология приготовления разработанных составов буферных жидкостей и тампонажных растворов для крепления обсадных колонн, обеспечивающая предупреждение возможных осложнений в процессе цементирования сложнопостроенных залежей Сургутского региона и обеспечение максимального использования возможностей компонентов в составе разработанных рецептур.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

Практическая значимость работы характеризуется соответствием направления исследований содержанию отраслевых научно-технических про-

грамм по НИОКР ОАО « Газпром», ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ОАО «Сургутнефтегаз» в области бурения нефтяных, газовых и газоконденсат-ных скважин. • : , •

Разработки, выполненные по теме диссертации, к. настоящему време--ни внедрены с положительными результатами при креплении направленных скважин на различных месторождениях ООО «БК «Евразия» (Сургутский регион). '

Апробация работы и результатов исследований. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на конференциях молодых специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» (г. Сургут, апрель 2004 й 2005 гг.), в лаборатории крепления скважин ОАО «СевКавНИПИгаз» (ноябрь 2005 г., апрель 2006 г.), на кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин» СевКавГТУ (ноябрь 2005 г., май 2006 г.).

Публикации. Общее число опубликованных работ по теме диссертации составляет 8. На стадии рассмотрения находится одна заявка на изобретение ФГУ ФИПС Роспатент РФ.

Объем и структура работы. Работа состоит из введения, 5 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 83 наименований, двух приложений. Диссертация изложена на 130 страницах машинописного текста, содержит 8 рисунков, 34 таблицы. .

В процессе выполнения работы автор пользовался советами и консультациями доктора технических наук, профессора, академика РАЕН и АГН. РФ Тагирова К. М., кандидатов технических наук Воропаева Ю.А., Пули Ю.А., Петялина В.Е. Всем им автор выражает глубокую признательность.

Особую благодарность автор приносит своему научному руководителю - доктору технических наук, профессору, академику РАЕН и АГН РФ Га-сумову P.A. и кандидату технических наук Мосиенко В. Г.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении дана общая характеристика работы, обоснована актуаль-' ность проблемы, сформулированы цель, задачи и методы исследований, научная новизна. Приведены результаты практической реализации работы.

В первом разделе выполнен анализ промысловых данных по Ka4ecfву крепления нефтяных и газовых скважин на месторождениях Сургутского региона, описаны способы повышения качества крепления эксплуатационных колонн, приведены теоретические предпосылки разработки буферных жидкостей, тампонажных растворов и технологии их приготовления.

Автором исследованы данные АКЦ до более 500 скважинам различных месторождений Сургутского региона. Анализ полученных результатов позволяет сделать следующие выводы: до 60% интервалов цементирования характеризуется отсутствием качественного сцепления в зонах контакта цементный камень — обсадная колонна и цементный камень — стенки скважины; более 20% скважин — с недоподъемом тампонажного раствора на проектную высоту; более 10% скважин — с неперекрытием там- • понажным раствором более 100 м башмака'кондуктора.

Причины этого носят сложный характер и зависят от множества факторов. По мнению автора, одна из основных причин сложившейся ситуации связана с использованием технологических жидкостей, не соответствующих особенностям крепления скважин на месторождениях Сургутского региона. В частности, применяемые буферные жидкости в большинстве

случаев не позволяют решать комплекс проблем по очистке ствола и осуществлению без осложнений процесса крепления направленных скважин.

Результаты промысловых исследований А.И. Булатова, Р.Ф. Уханова и других ученых показывают, что подготовка наклонных стволов скважин осложняется образованием трудновытесняемых «языков» твердой фазы, выпавшей из промывочной жидкости. Обычные технологические способы (проработки, промывки ствола, использование скребков, расхаживание обсадной колонны и другие) не обеспечивают их ликвидации. Для этого требуется использование специальных составов структурированных буферных жидкостей.

Используемые на месторождениях Сургутского региона составы и свойства тампонажных растворов, особенно облегченных, в качестве которых применяются в основном гельцементы и облегченные микросферами цементные растворы, не всегда обеспечивают получение качественной крепи и надежной изоляции продуктивных пластов.

Известно, что крепление направленных и горизонтальных стволов скважин протекает более сложно, чем вертикальных, и эти сложности связаны с интенсивно протекающими в них седиментационными процессами, которые начинаются сразу после вытеснения тампонажного раствора в затруб-ное пространство. Из приведенного в работе обширного анализа промыслового материала следует, что в большинстве случаев применяемые на месторождениях региона составы тампонажных растворов не обладают необходимыми структурно-реологическими свойствами для предупреждения се-диментационных процессов, интенсивно протекающих на начальном индукционном периоде ОЗЦ. Вследствие этого происходит расслаивание системы — легкие фракции и вода всплывают вверх, а тяжелые частицы цемента оседают вниз. При этом нарушается один из основных факторов обеспечения нормального протекания гидратационных процессов — концентрационный фактор, что приводит к появлению разного по высоте качества цементного камня, не обеспечивается получение прочного, низкопроницаемого, безусадочного цементного камня по всему сечению затруб-ного пространства и по всей поверхности пород продуктивного горизонта. Это в конечном итоге служит причиной негерметичности затрубного пространства, низких изоляционных характеристик полученной крепи и быстрой обводненности продукции скважин.

В соответствии с этим возникла необходимость проведения исследований по разработке эффективных составов структурированных буферных жидкостей и комплексных добавок в тампонажные растворы, обеспечивающих регулирование в широких пределах структурно-реологических, фильтрационных характеристик, способствующих предупредить седиментаци-онные процессы в тампонажных растворах нормальной плотности, облегченных и легких. Особенно актуальна проблема повышения прочности, снижения проницаемости и регулирования других характеристик сформированного из облегченных тампонажных растворов цементного камня для качественного крепления продуктивных горизонтов в скважинах со слож-нопостроенными залежами месторождений Сургутского региона.

Введение различных добавок в тампонажные растворы может стать причиной осложнения процесса цементирования (загустевание и преждевременное схватывание цементной смеси, всплытие микросфер и другие). Для их предупреждения необходима разработка технологии приготовле-

ния разработанных буферных жидкостей и тампонажных растворов.

Во втором разделе обоснован выбор и характеристика применяемых материалов и приведена методика проведения исследований.

В третьем разделе приведены результаты разработки составов структурированных буферных жидкостей и комплексных добавок в тампонажные растворы нормальной плотности, облегченные и легкие и исследования их реологических и фильтрационных свойств, а также эффективной технологии их приготовления.

Для разработки соответствующих составов буферных жидкостей были использованы: полимерные реагенты Finn fix «НС» и tylose Е29651, структурирующая добавка - сернокислый алюминий и кольматант (ИККАРБ-75). Результаты исследований приведены в таблице 1.

Таблица 1. Зависимость структурно-реологических свойств буферных жидкостей от концентраций сернокислого алюминия и полимерного реагента.

Состав, % Свойства

Полимерный реагент С? 00 < ИККАРБ-75 Водоотдача, см3/30 мин. Пластическая вязкость, Па с -Ю-3 Динамическое напряжение сдвига, Па Растекаемость, мм Время загустевания тампонажного раствора в смеси с буферной жидкостью при 22°С, ч/мин. при соотношении

20:80 50:50 80:20

Finn fix «НС»

0,3 0 0 6 5,3 2,8 19 1-35 3-25 >6

0,3 0,075 10 0 18 22,0 7 1-20 3-10 >6

0,5 0 0 2 6,5 3,3 16 1-55 3-55 >6

0,5 0,075 10 0 19,5 23,5 5 • 1-30 3-25 >6

TYLOSE Е29651

0,3 0 0 9 4,2 2,2 21 1-30 3-25 >6

0,3 0,10 10 0 17,8 20,8 9 1-10 2-20 >6

0,5 0 0 4 4,6 2,5 19 1-26 3-15 >6

0,5 0,10 10 0 19,2 23,2 6 1-35 3-30 >6

Как следует из результатов лабораторных исследований, ввод сернокислого алюминия в водные растворы полимеров увеличивает значение динамического напряжения сдвига (ДНС) буферной жидкости в 7-8 раз и снижает до нуля показатель фильтрации. Сернокислый алюминий, как известно, является солью переходного металла и при взаимодействии в водном растворе с полимерным реагентом выполняет функции «сшивателя», то есть приводит к структурообразованию в системе и получению буферных жидкостей с требуемыми реологическими параметрами.

Использование реагента ИККАРБ-7 5 в составе буферной жидкости позволяет получать на стенках скважин в интервалах залегания продуктивных пластов малопроницаемую карбонатную корку, которая предотвращает попадание в коллектор фильтрата из буферных и тампонажных растворов. Корка, содержащая карбонаты, хорошо сцепляется с цементным камнем и, вследствие хорошей растворимости, легко удаляется при соляно-кислотных обработках.

Таким образом, можно отметить, что разработанные буферные жидкости многофункциональны и могут быть использованы в качестве высоковязкого разделителя. Вследствие совместимости свойств с тампонажными растворами не вызывают ухудшения их параметров в случае незапланированных смешиваний, предупреждают загрязнение коллектора за счет получения непроницаемой карбонатной корки, обеспечивают очистку ствола скважин любой кривизны от промывочной жидкости и «языков» твердой фазы и способствуют качественному сцеплению цементного камня со стенками скважины.

Известно, что недостатком алюмосиликатных микросфер (АСПМ), как облегчающих добавок, является их высокая собственная водопотребность. Для ее снижения были выполнены исследования по обработке микросфер водным раствором триэтаноламина (ТЭА). Обработка проводилась следующим образом: микросферы помещались в 0,4-1,0% -ный раствор ТЭА, затем высушивались в автоклаве при температуре 100-110°С. После исследо-'вались свойства полученного на их основе облегченного тампонажного раствора. Такая обработка, как видно из данных таблицы 2, позволяет снизить водосмесевое отношение на 15-25% и при этом позволяет повысить на 20-25% показатель растекаемости.

Механизм действия триэтаноламина можно объяснить следующим образом. При адсорбции триэтаноламина на поверхности микросфер его гидрофильная часть присоединяется к гидрофильной поверхности микросфер, а гидрофобная часть остается свободной, что приводит к гидрофобизации поверхности микросфер и, тем самым, снижению их водопотребности.

Таблица 2. Изменение водопотребности тампонажных растворов, облегченных алюмосиликатными микросферами, обработанными ТЭА.

АСПМ, % от массы цемента ТЭА, % в водном растворе в/ц Свойства

Плотность, кг/м3 Водоотдача, см3/30 мин. Растекае-мость, мм

15 0 0,51 1450 220 160

20 0 0,54 1375 170 224

25 0 0,56 1300 170 228

15 0.4 0,44 1510 65 200

15 1,0 0,44 1505 59 220

20 0,4 0,47 1400 80 210

20 1,0 0,47 1395 74 225

25 0,4 0,50 1305 100 200

25 1,0 0,50 1300 98 220

Для разработки составов комплексных добавок использованы следующие материалы и реагенты: ТЭА, суперпластификатор С-3, полимерный реагент ТУЬОЭЕ Е29651, сернокислый алюминий, флотореагент оксаль Т-80.

Выполненными исследованиями с использованием однокомпонентных добавок из перечисленных материалов показана невозможность одновременного регулирования основных параметров тампонажных растворов и получения качественного цементного камня из них. Для решения этой

проблемы разработаны комплексные добавки, названные «CFT», «СТА», «CFAT». Выполнены исследования влияния разработанных рецептур комплексных добавок на свойства тампонажных растворов нормальной плотности, облегченных и легких.

В таблице 3 приведены результаты исследований по регулированию структурно-реологических, фильтрационных и других параметров тампонажных растворов, обработанных комплексной добавкой «CFT», состоящей из «С-3+ Finn fix «НС»+ ТЭА».

Таблица 3. Влияние комплексной добавки «CFT» на свойства тампонажного раствора.

АСПМ, % от массы цемента Добавки, % от массы цемента В/ц Свойства

Плотность, кг/м3 Растекае-мость, мм Коэффициент тиксотропии, Ктр Водоотделе-ние, мл Время загустевания, ч/мин. Динамическое напряжение сдвига, Па Водоотдача, см3/30 мин.

С-3 Finn fix «НС» ТЭА

0 0 0 0 0,5 1850 200 1,3 1,5 1-57 29,7 246

0 1,5 0,3 0,01 0,35 2030 225 2,0 0 1-25 0 7

15 1,5 0,3 0,01 0,38 1550 220 1.7 . 0 3-40 0 6

20 1,5 0,3 0,01 0,4 1415 220 1,6 0 4-05 0 7

30 1,5 0,3 0,01 0,43 1245 215 1,5 0 4-55 0 9

Как видно из данных таблицы 3, в результате совместного гидрофоби-зирующего эффекта от введения триэтаноламина (ТЭА) и пластифицирования суперпластификатором С-3 достигаются лучшие результаты по регулированию свойств тампонажных растворов. При введении всего 0,01% ТЭА в составе предлагаемой комплексной добавки водоотдача тампонажного раствора снижается с 246 до 6.-9 см3/30 мин., а значение динамического напряжения сдвига — с 29,7 Па до близких к нулю. Малая требуемая концентрация ТЭА является существенным положительным фактором, учитывая его высокую стоимость.

Известно, что качество крепления скважин, в особенности направленных, в значительной мере зависит от седиментационной устойчивости тампонажного раствора. Разработана комплексная добавка, состоящая из «С-3+Ту1оэе Е29651+ А12(804)3» (СТА), обеспечивает тампонажному раствору высокий коэффициент тиксотропии, достигающий 3-4 и более в зависимости от содержания сернокислого алюминия и полимера, как видно из таблицы 4 и рисунка 1.

Сернокислый алюминий, как соль переходного металла, при взаимодействии с раствором полимерного реагента оксиэтилцеллюлозы (Ту1оэе Е29651) выполняет функцию сшивателя, что приводит к ускоренному возникновению пространственной коагуляционной структуры в системе. Оставаясь подвижными в процессе перемешивания, тампонажные растворы с комплексной добавкой «СТА» быстро «застудневают» (через 3-5 минут) после остановки движения, что очень важно при цементировании направленных скважин для предупреждения седиментационных процессов.

Таблица 4. Влияние комплексной добавки «СТА» на свойства тампонажного раствора.

АСПМ, % от массы цемента Добавки, % от массы цемента в/ц Свойства

Плотность, кг/м3 Растекае-мость, мм Коэффициент тиксотропии, Ктр ? | я 5 3 2 о £ о £2 Ш и Водоотделе-ние, мл Время загустевания, ч/мин. Динамическое напряжение сдвига, Па

со 6 Ту1озе Е29651 О* 00 <г

0 0 0 0 0,5 1850 200 1,3 246 1,5 1-57 29,7

0 0,5 0,3 1,5 0,35 2020 195 4,9 3 0 1-05 4,0

15 0,5 0,3 1,5 0,38 1550 185 4,1 4 0 1-50 3,7

20 0,5 0,3 1,5 0,4 1425 190 4,5 5 0 1-25 3,4

30 0,5 0,3 1,5 0,43 1250 190 4,2 5 0 1-55 3,6

Сульфат алюминия, %

———- коэффициент тиксотропии ——• — —к • - время загустевания, мин.

Рисунок 1. Изменение коэффициента тиксотропии тампонажных растворов от содержания сернокислого алюминия и Ту1оБе Е29651.

Показатели водоотдачи и водоотделения цементной смеси, обработанной комплексной добавкой «СТА», снижаются практически до нуля, что предупреждает усадку образующегося цементного камня, возникновение каналов и перетоков и повышает качество крепления скважин.

Выполнены исследования влияния комплексной добавки, состоящей из «С-3 + Finn fix «HC»+T-80+A12(S04) » (CFAT), на свойства тампонаж-ных растворов, приведенные в таблице о.

Таблица 5. Влияние комплексной добавки «CFAT» на свойства тампонажного раствора.

АСПМ, % от массы цемента Добавки, % от массы цемента в/ц Свойства

л н о 0 1 Растекае-мость, мм Коэффициент тиксотропии, Кто Водоотделе-ние, мл Время загустевания, ч/мин. Динамическое напряжение сдвига, Па ? х §1 О О о £? о 5 Ш и

Т-80 С-3 Finn fix «НС» о" sf

0 0 0 0 0 0,5 1850 200 1,3 1,5 1-57 29,7 246

0 0,6 0 0 0 0,4 2000 210 1,2 1,4 2-10 4,0 250

0 0,6 0,1 0,3 0,5 0,4 2020 210 3,8 0 2-35 1,0 15

20 0 0 0 0 0,6 1355 220 1.3 3,9 3-30 30,0 250

20 0,6 0 0 0 0,54 1370 215 1,2 3,7 3-10 3,6 260

20 0,6 0,1 0,3 0,5 0,54 1380 220 3,7 0 4-05 1,1 17

25 0,6 0,1 0,3 0,5 0,56 1310 225 3,5 0 5-30 1,2 17

При введении комплексной добавки «СГАТ» водоотдача тампонажного раствора снижается до 17-20 см3/30 мин., а значения показателей водоот-деления и динамического напряжения сдвига приближаются к нулевым, что позволяет оптимизировать технологический процесс цементирования, предотвратить гидроразрывы слабых пластов за счет минимизации гидродинамического давления. Это обеспечивается за счет того, что флотореа-гент оксаль (Т-80) оказывает смазывающие свойства в результате снижения поверхностного натяжения в тампонажном растворе. При введении всего 0,1 % суперпластификатора, как видно из данных таблицы 5, удалось при той же концентрации Т-80 значительно улучшить характеристики тампонажного раствора, что говорит о синергизме взаимодействия компонентов добавки.

Таким образом, разработаны новые составы комплексных добавок, которые позволяют получать тампонажные растворы, обладающие:

— седиментационной устойчивостью (коэффициент тиксотропии 3-4);

— низким показателем фильтрации — не более 20 см3/30 мин.;

— нулевыми значениями показателя водоотделения; . — растекаемостью не менее 190-220 мм;

— подвижностью (при перемешивании) в течение 3-х часов и более;

— низкими значениями динамического напряжения сдвига — до 1,01,5 Па.

В третьей главе также приведены результаты разработки эффективной технологии приготовления разработанных составов буферных жидкостей и тампонажных растворов, которая позволяет избежать возможных осложнений в процессе цементирования скважин в условиях низких пластовых давлений и обеспечивает максимальное использование возможностей предлагаемых рецептур.

Приготовление структурированной буферной жидкости осуществляется следующим образом: сначала растворяется в воде сернокислый алюминий, затем медленно вводится полимерный реагент из расчета 25 кг за 20 минут при постоянном перемешивании во избежание комкообразования, еще через 15 минут перемешивания добавляется ИККАРБ-75. Необходимо строго соблюдать последовательность ввода компонентов, так как ввод ИККАРБ-75 в воду раньше создания структуры в результате взаимодействия полимера и сернокислого алюминия может привести к выпадению его в осадок. Ввод сернокислого алюминия в холодную воду или в водный раствор полимера приведет к неполному растворению и не позволит получить реакционно-активную систему. Как показали исследования, для лучшей растворимости сернокислого алюминия температура воды должна быть не менее 40°С.

Введение в тампонажный раствор полимера снижает растекаемость цементного раствора, вызывает его загустевание, особенно в присутствии соли поливалентного металла (сернокфлого алюминия). Кроме того, полимеры являются воздухововлекающими добавками. Поэтому полимерный реагент предлагается вводить таким образом, чтобы начало его растворения совпадало со временем процесса приготовления тампонажной смеси, то есть в составе сухой смеси с цементным порошком. Растворение полимера к моменту завершения процессов приготовления, закачки и продавки цементного раствора в скважину и дальнейшее влияние на свойства тампонажного раствора и взаимодействие с сернокислым алюминием обеспечивает образование именно в скважинных условиях пространственной структуры и только лишь после остановки движения. Кроме того, такая обработка способствует предупреждению седиментационных процессов, приводящих к всплытию микросфер, минимизирует отфильтровывание жидкости затворения в пласт, усадку цементного камня и образование каналов и перетоков флюидов.

Приготовление тампонажного раствора нормальной плотности и облегченного микросферами с комплексными добавками предлагается проводить следующим образом. Предварительно в стационарных условиях там-понажных цехов готовится состав, для чего равномерно смешиваются цемент, микросферы (если готовится облегченный тампонажный раствор) и порошкообразный полимер, который на буровых перед приготовлением раствора вновь перетаривается. После этого полученная смесь вводится в жидкость затворения, включающую воду, сернокислый алюминий либо ТЭА - при приготовлении комплексной добавки «СПЧ, суперпластификатор С-3 и Т-80 (реагент Т-80 вводится при приготовлении комплексной добавки «СГАТ»).

В случае использования комплексных добавок «СБТ» и «СТА» цементирование проводится по стандартной технологии. При использовании комплексной добавки «СГАТ» закачка и продавка для обеспечения турбулентности движения цементного раствора производится с подачей 0,023-0,028 м3/с в зависимости от его плотности (1380 или 1300 кг/м3 соответственно).

Для улучшения свойств облегченного тампонажного раствора предлагается обрабатывать микросферы 0,4-1,0%-ными водными раствора-

ми триэтаноламина в стационарных промышленных условиях на теплоэлектростанциях после отделения их от золы в отстойниках. После чего производится осушка микросфер горячим воздухом из теплообменников при температуре не более 110°С, чтобы избежать распада триэтаноламина.

Установлено, что основным фактором, сдерживающим масштабное использование облегченных составов тампонажных растворов на основе микросфер для крепления направленных стволов скважин при низких пластовых давлениях, является нерешенность проблем получения на их основе прочного и низкопроницаемого цементного камня.

В четвертой главе рассматриваются результаты выполненных автором исследований свойств цементного камня, сформированного из тампонажных растворов, обработанных комплексными добавками «СТА», «СЕТ», «СГАТ».

На первом этапе исследовано влияние на прочность цементного камня введения в тампонажный раствор микросфер, обработанных раствором триэтаноламина, что описано в таблице 6.

Таблица 6. Изменение прочности цементного камня, полученного из тампонажного раствора, облегченного микросферами, обработанными раствором ТЭА.

АСПМ, % от массы цемента ТЭА, % в водном растворе в/ц Свойства

Плотность, кг/м3 Прочность цементного камня при изгибе, МПа Растекаемость, мм

15 0 0,51 1450 1,20 160

20 0 0,54 1375 1,07 170

15 0,4 0,44 1500 1,52 205

15 1,0 0,44 1505 1.74 220

20 0,4 0,47 1390 1,42 205

20 1,0 0,47 1395 1,55 225

30 1,0 0,53 1200 1,31 225

Из данных таблицы 6 следует, что обработка микросфер 0,4-1,0%-ным раствором триэтаноламина за счет снижения водосмесевого отношения тампонажного раствора на 15-25% приводит к повышению прочности получаемого цементного камня на 30-40%.

Результаты исследований влияния на свойства цементного камня обработки тампонажного раствора комплексной добавкой «С-З+Тукже Е29651+ А12(804)3» (СТА) приведены в таблице 7. Обработанные «СТА» тампонаж-ные растворы обладают высокими тиксотропными свойствами, низкой водоотдачей, нулевым водоотделением, седиментационно-устойчивы, что обеспечивает в конечном итоге безусадочность сформированного на их основе цементного камня, повышение его прочности на 20-30% и адгезионных характеристик — в 2-3 раза.

С целью получения высокопрочного цементного камня выполнены исследования свойств камня, полученного из обработанных комплексной добавкой «СРТ» тампонажных растворов, что приведено в таблице 8.

Таблица 7. Влияние комплексной добавки «СТА» на свойства цементного камня.

АСПМ, % от массы цемента Добавки, % от массы цемента в/ц Свойства

Плотность, кг/м3 Прочность при изгибе цементного камня, МПа Расширение через 48 ч Адгезия к металлу, МПа

со 6 ТуЬэе Е29651 о' <л <Г

0 0 0 0 0,5 1820 3,2 -1,2 0,37

0 0,5 0,3 1,5 0,35 2030 4,3 +0,30 1,9

15 0,5 0,3 1.5 0,38 1555 3,2 +0,24 1,2

20 0,5 0,3 1,5 0,40 1425 2,5 +0,03 1,2

30 0,5 0,3 1,5 0,43 1250 1,35 +0,19 0,9

Таблица 8. Влияние комплексной добавки «СП"» на свойства цементного камня.

АСПМ, % от массы цемента Добавки, % от массы цемента в/ц Свойства

Плотность, кг/м3 Прочность при изгибе цементного камня, МПа Расширение через 48 ч, %

С-3 Ппп Ах «НС» ТЭА

0 0 0 0 0,5 1820 3,2 -1,2

0 1,5 0,3 0,01 0,35 2030 4,8 +0,06

15 1,5 0,3 0,01 0,38 1550 3,2 +0,03

20 1,5 0,3 0,01 0,4 1425 3,0 +0,01

30 1.5 0,3 0,01 0,43 1245 2,3 0

Как следует из полученных результатов, комплексная добавка *СПЧ обеспечивает безусадочность цементного камня из облегченного тампонаж -ного раствора и повышает прочность его на изгиб на 30-70%. Прочность полученного цементного камня равна или всего на 10-20% ниже прочности цементного камня из тампонажного раствора нормальной плотности без добавок.

Проницаемость цементного камня является одним из основных показателей, характеризующих изоляционные свойства крепи, ее коррозионнос-тойкости и долговечности, особенно для газовых скважин. Проницаемость цементного камня из облегченных микросферами тампонажных растворов на порядок выше, чем без их добавок. С целью устранения указанного недостатка автором проведены исследования свойств цементного камня из тампонажного раствора нормальной плотности и облегченного микросферами и обработанного комплексной добавкой «СРАТ», приведенные в таблице 9.

Снижение проницаемости цементного камня, сформированного из обработанных комплексной добавкой «СРАТ» облегченных тампонажных растворов, связано с взаимодействием флотореагента оксаль и суперпластификатора. Являясь вязким органическим веществом, флотореагент оксаль сохраняется в порах цементного камня и понижает его газопроницаемость в 2-3 раза за счет их кольматации. Суперпластификатор С-3 также способствует снижению проницаемости цементного камня на 20-40%. Со-

АСПМ, % от массы цемента Добавки, % от массы цемента в/ц Свойства

Плотность, кг/м3 Прочность при изгибе цементного камня, МПа Проницаемость, мд

Т-80 С-3 Finn fix «HC» о" сл зГ

0 0 0 0 0 0,5 1820 3,2 1,20

0 0,6 0 0 0 0,4 2000 2,0 0,60

0 0,6 0,1 0,3 0,5 0,4 2020 2,8 0

20 0 0 0 0 0,6 1355 1,1 16

20 0,6 0 0 0 0,54 1370 1,05 6,1

20 0,6 0,1 0,3 0,5 0,54 1380 1.2 0

25 0 0 0 0 0,62 1290 0.81 19

25 0,6 0 0 0 0,56 1300 0,7 7,5

25 0,6 0.1 0,3 0,5 0,56 1300 1,11 0

вместное введение указанных реагентов в тампонажный раствор позволило снизить проницаемость облегченного цементного камня в десятки раз, что говорит о синергизме их действия. Полученные результаты позволяют сделать следующие выводы.

1. Добавка «CFT» обеспечивает цементному камню высокую прочность, равную или даже превышающую прочность цементного камня из тампо-нажного раствора нормальной плотности без добавок.

2. Прочность цементного камня из тампонажных растворов с добавками «СТА» хотя и на 20-30% меньше, чем для камня с добавками «CFT», однако его адгезионные характеристики в несколько раз выше адгезионных характеристик цементного камня из тампонажного раствора нормальной плотности без добавок.

3. Добавка «CFAT» обеспечивает цементному камню проницаемость в 5-10 раз ниже по сравнению с проницаемостью цементного камня из тампонажного раствора нормальной плотности без добавок.

' Таким образом, все предложенные комплексные добавки позволяют значительно улучшить физико-механические свойства цементного камня, обеспечивая высокую его прочность, безусадочность, низкую проницаемость и высокие адгезионные свойства, что обеспечит качественную изоляцию продуктивных горизонтов при креплении нефтяных и газовых скважин на месторождениях Сургутского региона.

В пятой главе приводятся рекомендации по применению и результаты опытно-промышленного внедрения разработанных составов буферных жидкостей и тампонажных растворов с комплексными добавками.

Известно, что низкие энергетические возможности продуктивных горизонтов на месторождениях Сургутского региона не способствуют их самоочищению в процессе освоения. Фролов A.A., Сорокин В.Ф., Качалов О.Б., Медведев H.H., Цыбин A.A., Дудоладов А.К., Ванифатьев В.И. и многие другие главным направлением сохранения продуктивности нефтегазовых скважин считают снижение гидродинамического давления на кол-

лектор в процессах их бурения и крепления. Решить эту задачу на этапе крепления автор предлагает следующими способами:

1. Использование тампонажных растворов нормальной плотности и облегченных до плотности 1420 или 1370 кг/м3, обработанных комплексной добавкой «CFT» или «CFAT», которые обеспечивают минимальные структурно-реологические параметры растворов и, соответственно, минимальные гидродинамические давления в процессе цементирования скважин.

2. Использование для крепления интервала продуктивного пласта тампонажного раствора нормальной плотности, а выше — легкого плотностью 1250 или 1280 кг/м3, обработанного комплексной добавкой «CFT» или «CFAT».

. 3. Использование для крепления скважиц только облегченного тампонажного раствора плотностью 1550 кг/м3 либо плотностью 1420 кг/м8, обработанного комплексной добавкой «CFT», обеспечивающей получение облегченного цементного камня с прочностью, равной или превышающей прочность цементного камня из тампонажного раствора нормальной плот-hoqth без добавок.

Возможно использование облегченного тампонажного раствора плотностью 1550 кг/м3 в интервале продуктивного горизонта и на 150 м выше, а далее облегченного цементного раствора плотностью 1250 кг/м3 (обработанного «CFT» или «СТА») или 1300 кг/м3 (с добавками «CFAT»). Минимизация значений гидростатического давления составного столба тампонажного и бурового растворов и структурно-реологических параметров цементных смесей позволит снизить величину гидродинамического давления и избежать гидроразрывов слабых пластов.

Г Согласно исследованиям Булатова А.И., Измайлова Л.Б., Крылова В.И., Леонова Е.Г., Исаева В.И. и других ученых, для повышения качества крепления скважин требуется обеспечить тампонажному раствору турбулентное движение в кольцевом пространстве в процессе цементирования. На месторождениях Сургутского региона применяемыми тампонажными растворами добиться этого затруднительно в связи с необходимостью повышения расхода цементной смеси более 100 л/с, что связано с возникновением высоких гидродинамических давлений, приводящих к гидроразры-* вам слабых пластов.

Для обеспечения ранней турбулизации течения тампонажного раствора в кольцевом пространстве путем регулирования реологических параметров предлагается обработать его комплексной добавкой «CFAT» в количестве 0,7-0,9% от массы цемента. Выполненные расчеты показывают, что при этом закачку и продавку тампонажного раствора можно производить с расходом 0,023-0,028 м3/с в зависимости от плотности облегченного тампонажного раствора (1380 кг/м3 или 1300 кг/м3).

Разработанные автором составы буферных жидкостей и тампонажных растворов были испытаны при креплении эксплуатационных колонн диаметром 146 мм на трех скважинах: № 9009, куста № 47 Дружного месторождения; № 9888, куста № 257 Тевлино-Русскинского месторождения; № 180, куста МЬ 24 Северо-Кочевского месторождения ООО «БК-Евразия» (Сургутский регион).

: По результатам геофизических исследований АКЦ было определено: во всех скважинах достигнута требуемая высота подъема цементного камня, - получен однородный характер заполнения заколонного пространства, ка-

чество сцепления цементного камня с горной породой и обсадной колонной оценено в основном как сплошное. Ввод в эксплуатацию перечисленных скважин был осуществлен без признаков обводненности.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Выполненный анализ промыслового материала показал, что очень высок процент (40% и более) некачественного крепления нефтегазовых скважин на месторождениях Сургутского региона, что вызвано:

— применением буферных жидкостей, не обеспечивающих разделения тампонажного и бурового растворов, полное вытеснение из затрубного пространства промывочной жидкости, удаление трудновытесняемых «языков» твердой фазы;

— применением рецептур тампонажных растворов, не обладающих не-, обходимыми физико-механическими, реологическими и фильтрационными свойствами, для предупреждения седиментационных процессов и получения качественной крепи.

2. Для повышения качества крепления скважин выполнены исследования и разработаны:

— структурированные буферные жидкости, обладающие одновременно кольматирующими и структурно-реологическими свойствами, обеспечивающие разделение тампонажного и бурового растворов, очистку ствола от промывочной жидкости и «языков» твердой фазы, кольматацию коллектора и повышение качества сцепления цементного камня со стенками скважины;

— комплексные добавки, названные «СТА», «СБТ» и «СГАТ», позволяющие получить седиментационно-устойчивые тиксотропные тампонажные растворы нормальной плотности, облегченные и легкие с низким показателем фильтрации, нулевым водоотделением, высокими реологическими свойствами и безусадочный, низкопроницаемый, прочный цементный камень с высокими адгезионными свойствами;

— технология приготовления тампонажного раствора нормальной плотности и облегченного с разработанными комплексными добавками, которая обеспечивает: предупреждение загустевания и преждевременного схватывания тампонажного раствора в процессе цементирования; однородность цементной смеси; предотвращение всплытия микросфер в процессе закачки и ожидания затвердевания цементной смеси и получение заданных свойств цементного камня.

3. Предложен гидрофобный реагент на основе аминов для снижения водопотребности микросфер.

4. Выполнены опытно-промышленные испытания, которые подтвердили результаты лабораторных исследований и эффективность предложенных составов структурированных буферных жидкостей и тампонажных растворов для крепления нефтяных и газовых скважин на месторождениях Сургутского региона.

5. Рассчитанный экономический эффект от внедрения предложенных составов буферных жидкостей и тампонажных растворов на трех скважинах за один год в результате удешевления стоимости тампонажного раствора, сокращения затрат за счет увеличения межремонтного периода эксплуатации скважин, получения дополнительной добычи нефти составит 1870476 рублей.

Список работ, опубликованных по теме диссертации

1. Гасумов P.A., Темиров Э.В. Совершенствование технологии крепления скважин на месторождениях Западной Сибири в условиях АНПД / P.A. Гасумов, Э.В. Темиров // Сб. научн. тр. / ОАО «Газпром», ОАО «СевКавНИ-ПИгаз». - Ставрополь, 2004 г. - Вып. 41 - С. 131-136.

2. Гасумов P.A., Темиров Э.В. Особенности заканчивания скважин на юрские отложения месторождений Сургутского региона и пути его совершенствования / P.A. Гасумов, Э.В. Темиров // Сб. научн. тр. / ОАО «Газпром», ОАО «СевКавНИПИгаз». - Ставрополь, 2004 г. - Вып. 41 - С. 211220.

3. Гасумов P.A., Темиров Э.В. Крепление горизонтальных скважин в условиях месторождений Сургутского региона / P.A. Гасумов, Э.В. Темиров // Сб. научн. тр. / ОАО «Газпром», ОАО «СевКавНИПИгаз». — Ставрополь, 2005 г.- Вып. 42 - С. 157-162.

4. Гасумов P.A., Темиров Э.В. Седиментационно-устойчивые составы тампонажных растворов для крепления горизонтальных скважин в условиях месторождений Сургутского региона / P.A. Гасумов, Э.В. Темиров // Сб. научн. тр. / ОАО «Газпром», ОАО «СевКавНИПИгаз». - Ставрополь, 2005 г. - Вып. 42 - С. 41-49.

5. Гасумов P.A., Темиров Э.В. Пути повышения качества крепления скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / P.A. Гасумов, Э.В. Темиров // Сб. научн. тр. / ОАО «Газпром», ОАО «СевКавНИПИгаз». -Ставрополь, 2005 г. - Вып. 42 - С. 169-173.

6. Темиров Э.В. Способы ликвидации катастрофических поглощений при строительстве скважин тиксотропными составами тампонажных растворов / Э.В. Темиров // Бурение и нефть. — М., 2005 г. - Вып. 11 -С. 21-22.

7. Темиров Э.В. Повышение качества крепления наклонных скважин на месторождениях Республики Саха (Якутия) / Э.В. Темиров // Бурение и нефть. - М., 2005 г. - Вып. 10 - С. 34-35.

8. Темиров Э.В. Подготовка горизонтальных стволов для цементирования скважин с использованием высокоструктурированных буферных жидкостей / Э.В. Темиров // Бурение и нефть. — М., 2006 г. — Вып. 1 -С. 20-22.

Сдано в набор 24.10.2006 г. Подписано в печать 25.10.2006 г. Формат 60x84. Бумага офсетная №1. Усл. печ. л. 0,93. Заказ 1305. Тираж 100 экз. ОАО «Издательско-полиграфическая фирма «Ставрополье» 355000, г. Ставрополь, ул. Спартака, 8.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Темиров, Эльдар Велиюллаевич

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ ОСОБЕННОСТЕЙ КРЕПЛЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

1.1 Анализ промысловых данных по качеству крепления нефтяных и

I азовых скважин на месторождениях Сургутского региона

1.2 Существующие способы повышения качества крепления нефтяных и газовых скважин, применяемые буферные жидкости, тампонажные растворы и технологии цементирования обсадных колонн

1.3 Теоретические предпосылки разработки и совершенствования буферных жидкостей и тампонажных растворов для повышения качества крепления нефтяных и газовых скважин

2 ПРИМЕНЯЕМЫЕ МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ.

2.1 Применяемые материалы

2.2 Методика исследований

3 ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА СОСТАВОВ БУФЕРНЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ КРЕПЛЕНИЯ

11ЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

3.1 Исследование и разработка структурированных составов буферных жидкостей

3.2 Исследование и разработка комплексных добавок в тампонажные растворы нормальной плотности, облегченные и легкие

3.3 Технология приготовления разработанных составов буферных жидкостей и тампонажных растворов для крепления нефтяных и газовых скважин

4 ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ С РАЗРАБОТАННЫМИ КОМПЛЕКСНЫМИ ДОБАВКАМИ 82 4.1 Исследования физико-механических свойств цементного камня нормальной плотности с комплексными добавками

4.2 Исследования физико-механических свойств облегченного и легко-I о цементного камня с комплексными добавками

5 011ЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ РАЗРАБОТАННЫХ СОСТАВОВ БУФЕРНЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ СУРГУТСКОГО РЕГИОНА

5.1 Область применения разработанных составов буферных жидкостей и тампонажных растворов для крепления нефтяных и газовых скважин

5.2 Опытно-промышленные испытания разработанных составов буферных жидкостей и тампонажных растворов на месторождениях Cypi утского региона

OCIЮВНЫЕ ВЫВОДЫ 116 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 118 Приложение А. Акт внедрения диссертационной работы 125 Приложение Б. Расчет экономической эффективности or внедрения разработанных составов буферных жидкостей и тампонажных растворов на месторождениях ООО БК «Евразия»

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка составов буферных жидкостей и тампонажных растворов для повышения качества крепления нефтяных и газовых скважин"

Актуальность работы.

Проблема качественного разобщения пластов является одной из основных и у актуальных при строительстве нефтяных и газовых скважин. Особенно остро 3ia проблема стоит на месторождениях Сургутского региона Тюменской области, уникальных по своим запасам и геологическому строению, представленных сложнопостроенными залежами и осложненных высокопроницаемыми коллекторами с низкими пластовыми давлениями. Нерешенность проблем качественного разобщения пластов оказывает отрицательное влияние на технико-экономические показатели заканчивания нефтегазовых скважин, на качественные характеристики их освоения и на конечные результаты разработки месторождений в це-t лом и зачастую делает дорогостоящий процесс направленного бурения малоэффективным. Необходимость повышения качества крепления, как завершающего этапа строительства скважин, достижения надежной изоляции заколонного прос-1 ранет ва обусловлены также и возросшими экологическими требованиями, связанными с охраной недр и защитой окружающей природной среды в районах рассматриваемого региона.

В настоящее время разработка большого количества месторождений Сургуч -ского pei иона сопровождается до 90 % обводнением продукции добывающих скважин, связанных с некачественной изоляцией продуктивных горизонтов, что % требует выполнения дорогостоящих и сложных ремонтно-изоляционных работ.

Применяемые в Сургутском регионе буферные жидкости в большинстве случаев не позволяют качественно разделить тампонажный и буровой растворы, обеспечить высокую степень замещения промывочной жидкости из затрубного пространства и вымыв трудновытесняемых "языков" из твердой фазы бурового рас I вора из направленных стволов скважин. Это подрывает саму цель цементирования - образовать вокруг колонны сплошную цементную оболочку, исклю-* чающую заколонные перетоки флюидов.

Существующая технология приготовления и используемые составы там-понажных растворов не позволяют предупреждать негативные процессы, связанные, например, с седиментационными процессами, интенсивно протекающими в наклонных стволах скважин и, как следствие этого, с формированием некачественного цементного камня.

В комплексе мероприятий, обеспечивающих решение указанных проблем, одним из основных является разработка соответствующих составов буферных жидкостей и тампонажных растворов и совершенствованной технологии их при-юювления.

Исследованию и разработке составов буферных жидкостей, тампонажных растворов и технологии крепления нефтяных и газовых скважин посвящены ра-6oibi таких отечественных ученых, как Алиев P.M., Ашрафьян М.О., Барков СЛ., Бережной А.И., Булатов А.И., Ванифатьев В.А., Гайворонский А.А., Гасумов Р.А., Гилязов P.M., Горлов А.Е., Данюшевский С.В., Каримов Н.Х., Качалов О.Б., Ким С.Д., Куксов А.К., Мчедлов-Петросян О.П., Обозин О.Н., Овчинников Г1.В., Рябоконь С.А., Сорокин В.Ф., Тагиров К.М., Терентьев С.В., Фролов А.А., Христианович С.А., Желтов Ю.П., Черненко А.В., Шейкин А.Б., а также зарубежных исследователей: Sutton D.L., Stecey Т R., Jongh С L., Harms W. М., Crook R J., Keller S.R. и др. Разработано и применяется большое количество технических средств и современных технологий, используется широкий ассортимен1 ма-тери-алов и химреагентов, различные составы буферных жидкостей и тампонажных растворов для решения проблемы по повышению качества крепления скважин. Но в целом проблема остается актуальной и успешность работ по креплению нефтяных и газовых скважин, например, на месторождениях Сургутского реги-она остается низкой и составляет 60-70%.

В соответствии с этим возникла необходимость разработки эффективных составов структурированных буферных жидкостей и комплексных добавок в гампонажные растворы нормальной плотности, облегченные и легкие, обеспечивающих одновременное регулирование структурно-реологических, фильтрационных характеристик, предупреждение седиментационных процессов, которые особенно ишенсивно протекают в стволах наклонных скважин. Остаются актуальными проблемы повышения прочностных и других характеристик сформированного из облегченных тампонажных растворов цементного камня при креплении нефтяных и газовых скважин на месторождениях Сургутского региона. Решению этих актуальных проблем и посвящена данная работа.

Цель работы:

Совершенствование составов буферных жидкостей и тампонажных растворов для повышения качества крепления нефтяных и газовых скважин на месторождениях Сургутского региона.

Основные задачи исследований:

1. Анализ и обобщение промысловых данных по качеству крепления неф1я-ных и газовых скважин на месторождениях Сургутского региона.

2 Исследование и разработка составов структурированных буферных жидкостей и комплексных добавок в тампонажные растворы нормальной плотности, облегченные и легкие для повышения качества крепления нефтяных и газовых скважин.

3. Технология приготовления разработанных составов буферных жидкостей и тампонажных растворов для крепления нефтяных и газовых скважин, обеспечивающая предупреждение возможных осложнений процесса цементирования и максимальное использование возможностей компонентов комплексных добавок в цементные смеси.

4. Практическая реализация разработанных технологических решений и составов буферных жидкостей и тампонажных растворов, оценка эффективности их применения при креплении нефтяных и газовых скважин на месторождениях Сургутского региона.

Методы решения поставленных задач и достоверность результатов

Методика исследований основана на использовании существующих стандартов и на анализе и обобщении имеющихся промысловых, лабораторных и теоретических данных по рассматриваемой проблеме.

Корректность результатов лабораторных исследований подкреплена промысловыми и аналитическими исследованиями с использованием математических методов моделирования и современных компьютерных технологий обработки результатов исследований.

Научная новизна:

1. Разработаны новые рецептуры буферных жидкостей на основе сернокислого алюминия, оксиэтилцеллюлозы и карбоната кальция, обладающие широким пределом структурно-реологических характеристик, низкими фильтрационными параметрами и кольматирующими свойствами для решения комплекса проблем качественной подготовки ствола при цементировании скважин различной кривизны.

2. Научно обосновано и экспериментально подтверждено решение важной гехнологической проблемы по получению надежной и качественной крепи в направленных скважинах с использованием облегченных и легких составов тампо-нажных растворов.

3. Разработаны три новых состава комплексных добавок, названные «СТА», «СТТ» и «CFAT» для обработки тампонажных растворов нормальной плотности, облегченных и легких с синергетическим эффектом действия составляющих компонентов, позволяющих получать седиментационно-устойчивые тиксотропные системы с низкими фильтрационными и реологическими параметрами и безусадочный, непроницаемый цементный камень высокой прочности и адгезии.

4. Подобран гидрофобизирующий реагент на основе аминов для снижения водопотребности микросфер, обеспечивающий улучшение физико-механических характеристик цементного камня.

Основные защищаемые положения.

1. Рецептуры структурированных составов буферных жидкостей для качес г-венного разделения бурового и тампонажного растворов, сохранения коллектор-ских свойств продуктивных пластов, полного вытеснения промывочной жидкости из затрубного пространства, вымывания «языков» твердой фазы из стволов наклонных и горизонтальных скважин в условиях месторождений Сургутского pei иона.

2. Рецептуры и составы тампонажных растворов с комплексными добавками - «CFT», «СТА», «CFAT» для повышения качества крепления нефтяных и газовых скважин, получения прочного, безусадочного и низкопроницаемого цементного камня.

3. Технология приготовления разработанных составов буферных жидкое i ей и тмнонажных растворов для крепления обсадных колонн, обеспечивающая предупреждение возможных осложнений в процессе цементирования сложнопостроен-ных залежей Сургутского региона и обеспечение максимального использования возможностей компонентов в составе разработанных рецептур.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

Практическая значимость работы характеризуется соответствием направления исследований содержанию отраслевых научно-технических программ по НИОКР ОАО «Газпром», ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и ОАО «Сургутнефтегаз» в области бурения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин.

Разработки, выполненные по теме диссертации, к настоящему времени внедрены при креплении трех скважин: № 9009 куста № 47 Дружного месторождения; № 9888 куста №257 Тевлинско-Русскинского месторождения и № 180 куста №24 Северо-Кочевского месторождения. Цементирование опытных скважин осуществляла ООО «Буровая компания «Евразия». Герметичность изоляции за-колонного пространства этих скважин значительно выше по сравнению со скважинами, зацементированными по стандартной технологии.

Апробация работы и результатов исследований. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на конференциях молодых специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» (г. Сургут, апрель 2004 и 2005 гг.), в лаборатории крепления скважин ОАО «СевКавНИПИгаз» (ноябрь 2005г, апрель 2006г.), на кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин» «СевКавГТУ» (ноябрь 2005г., май 2006г.).

Публикации. Общее число опубликованных работ по теме диссертации составляет 8, находится на рассмотрении одна заявка на изобретение ФГУ ФИГ1С Роспатент РФ.

Объем и структура работы. Работа состоит из введения, 5 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 83 наименований, двух приложений. Диссертация изложена на 129 страницах машинописно! о текста, содержит 8 рисунков, 34 таблицы.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Темиров, Эльдар Велиюллаевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Выполненный анализ промыслового материала показал, что очень высок процент (40% и более) некачественного крепления нефтегазовых скважин на ме-f сгорождениях Сургутского региона, что вызвано:

- применением буферных жидкостей, не обеспечивающих разделение тампонажного и бурового растворов, полное вытеснение из затрубного пространства промывочной жидкости, удаление трудновытесняемых «языков» твердой фазы;

- применением рецептур тампонажных растворов, не обладающих необходимыми физико-механическими, реологическими и фильтрационными свойствами для предупреждения седиментационных процессов и получения качественной крепи.

2. Для повышения качества крепления скважин выполнены исследования и разработаны:

- структурированные буферные жидкости, обладающие одновременно коль-матирующими и структурно-реологическими свойствами, обеспечивающие разделение тампонажного и бурового растворов, очистку ствола от промывочной жидкости и «языков» твердой фазы, кольматацию коллектора и повышение качества сцепления цементного камня со стенками скважины;

- комплексные добавки, названные «СТА», «CFT» и «CFAT», позволяющие получить седиментационно-устойчивые тиксотропные тампонажные растворы нормальной плотности, облегченные и легкие с низким показателем фильтрации, У нулевым водоотделением, высокими реологическими свойствами и безусадочный, низкопроницаемый, прочный цементный камень с высокими адгезионными свойствами.

- технология приготовления тампонажного раствора нормальной плотности и облегченного с разработанными комплексными добавками, которая обеспечивает: предупреждение загустевания и преждевременного схватывания тампонажного раствора в процессе цементирования; однородность цементной смеси; прет дотвращение всплытия микросфер в процессе закачки и ожидания затвердевания цементной смеси и получение заданных свойств цементного камня.

116

3. Предложен гидрофобный реагент на основе аминов для снижения водопотребности микросфер.

4. Выполнены опытно-промышленные испытания, которые подтвердили результаты лабораторных исследований и эффективность предложенных составов t сфуктурированных буферных жидкостей и тампонажных растворов для крепления нефтяных и газовых скважин на месторождениях Сургутского региона.

5. Рассчитанный экономический эффект от внедрения предложенных составов буферных жидкостей и тампонажных растворов на трех скважинах за один I од в результате удешевления стоимости тампонажного раствора, сокращения затрат за счет увеличения межремонтного периода эксплуатации скважин, получения дополнительной добычи нефти составил 1870476 рублей. у

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Темиров, Эльдар Велиюллаевич, Ставрополь

1. Фролов А.А. Совершенствование технических средств и технологий для цементирования газовых скважин месторождений Крайнего Севера: техническая книга/А.А. Фролов Тюмень, 2000г. - с. 160-162.

2. Качалов О.Б. Влияние давления при цементировании на продуктивность скважин в условиях Западной Сибири / О.Б. Качалов, Н.Я. Медведев, М.А. Бабец, Л.Б. Новикова // Техника и технология бурения скважин. 1988. -Вып.2.- С.25-27.

3. Цыбин А.А. О повышении надежности крепления и эксплуатации скважин как сфоительных сооружений на месторождениях Западной Сибири./ А.А. Цыбин // Бурение и нефть. 2001 г. - Вып.2 - С.20-23.

4. Дудаладов А.К., Ванифатьев В.И., Терентьев С.В. Опыт заканчивания горизонтальных скважин на Федоровском месторождении / А.К. Дудаладов, В.И. Ванифатьев, С.В. Терентьев // Бурение и нефть. 2003г. - Вып.2 - С.46-49.

5. Овчинников В., Кузнецов В., Фролов А. Облегченный тампонажный цемент для низкотемпературных скважин / В. Овчинников, В. Кузнецов, А. Фролов // Бурение и нефть. 2004г. - Вып.5 - С.32-33.

6. Барков С.Л., Качалов О.Б., Музыка А.В. Проблемы и опыт разработки низкопродуктивных залежей ОАО «Сургутнефтегаз» / С.Л. Барков, О.Б. Качалов, А.В. Музыка // Сборник трудов «СургутНИПИнефть». М., 1997.-С. 147-157.

7. Лосева Н.Т. Облегченные тампонажные растворы с добавками тонкодисперсного диоксида кремния. / Н.Т. Лосева // Сборник трудов СургутНИПИнефть,-М., 1997-С 121-132.

8. Булатов А.И., Уханов Р.Ф. Совершенствование гидравлических методов цементирования скважин: техническая книга / А.И. Булатов, Р.Ф. Уханов. М.: Недра, 1978.-с. 187-198.

9. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине: техническая книга / А.И. Булатов. М.: «Недра» -1990 г. - с.409.

10. Гасумов Р.А. Тампонажные растворы для цементирования наклонного участка скважин / Р.А. Гасумов, В.Г. Мосиенко, Ю.И. Петраков, A.M. Педус // Сб.научн. статей ВНИИгаза М., 1997. - С. 156-159.118

11. Тагиров К.М., Гасумов Р.А. Тампонажные смеси для цементирования горизонтальных и наклонно направленных скважин /К.М.Тагиров, Р.А. Гасумов, В.Г. Мосиенко // Сб. научн. статей ВНИИгаза. М., 1993. - С. 12-17.

12. Гасумов Р.А., Петраков Ю.И., Мосиенко В.Г. Влияние структурирующих t добавок на водоотдачу тампонажных растворов / Р.А. Гасумов, Ю.И. Петраков,

13. В.Г. Мосиенко // Сб. научн. статей ВНИИгаза М., 1993.- С. 77-82.

14. Цейтлин В.Г. Причины затрубных газопроявлений после цементирования обсадных колонн в газовых скважинах и методы их предотвращения / В.Г. Цейтлин // сер. Бурение.-М.: ВНИИОЭНГ, 1964. Вып.2. - С. 16-19.

15. Гасумов Р.А., Тагиров К.М., Петраков Ю.И. К вопросу о механизме возникновения флюидопроявлений при цементировании скважин / Р.А. Гасумов, К.М. Тагиров, Ю.И. Петраков // Сб. научн. статей ВНИИгаза.-М.,-1992.-С.73-76.

16. Коморин В.К. О природе межтрубных газо-, водо- и нефтепроявлений / В.К. Коморин // Газовая промышленность. 1966. - Вып.7. - С. 17.

17. Клюсов А.А. Пластификаторы цемента /А.А.Клюсов, А.В. Мацаканов, А.А. Рябоконь, Ю.Т. Ивченко // Бурение газовых и газоконденсатных скважин. -М.: ВНИИЭгазпром, 1990. С.26.

18. Мосиенко В.Г. Предотвращение межколонных газопроявлений за счет исгпользования комплексных структурирующих добавок /В.Г.Мосиенко, Н.А. Кос-тенко, Ю.И. Петраков // Сб. науч. статей ВНИИгаза. М.,1990. - С. 28-32.

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

20. Шадрин JI.H. Добавки к тампонажным растворам / JT.H. Шадрин // Реф. научно-технич. сб., сер. Бурение. -М.: ВНИИОЭНГ, 1970. Вып. 3. - С. 192.

21. Никитин В.Т., Валишин Ю.Г. Как заканчивать скважину? / В.Т. Никитин, Ю.Г. Валишин // Бурение и нефть. М., 2002. -Вып.5 - С.46-48.119

22. Булатов А.И., Данюшевский B.C. Тампонажные материалы: учебник / А.И. Булатов, B.C. Данюшевский. М.: Недра, 1987.-с.280.

23. Данюшевский B.C. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов: техническая книга / B.C. Данюшевский. М.: Недра, 1978. - 293с.

24. Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тмпонажным материалам: справочник / B.C. Данюшевский, P.M. Алиев, И.Ф. Толстых. -М.: Недра, 1987.-е. 196-216.

25. Гайворонский А.А. Крепление скважин и разобщение пластов: техническая книга / А.А. Гайворонский, А.А. Цыбин. М.: Лотос, 1980. - с.367.

26. Ашрафьян М.О. Повышение качества разобщения пластов в глубоких скважинах: техническая книга/М.О. Ашрафьян.-М.: Недра. 1982.-с. 110.

27. Булатов А.И. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем: техническая книга / А.И. Булатов. М.: Недра, 1976. - с. 189-235.

28. Булатов А.И. Справочник по промывке скважин: справочник / А.И. Була-гов, А.И. Пеньков, Ю.М. Проселков. М.: Недра, 1984. - с.86.

29. Harms W. М., Sutton D. L. Ultra Low - Density Cementing Operation. / W. M. Harms, D. L. Sutton. //J. of Petrol. Technol. - 1983, 1, vol .35, № 1, - pp. 61-69.

30. Crook R.J., Keller S.R. Deviated wellbore cementing Part 2 / R.J. Crook, S.R. Keller // J.of PetroLTechnol. 1987. - Vol.39, № 8. - P. 961 - 966.

31. Stecey T R., Jongh С L. Stress tracturing around a deep- level bored tunnel / T R. Stecey, С L. Jongh // 1.5. Afr. Inst Mining and Met.1977, Vol. 78., n 5, P.124-133.

32. Sutton D.L. Annular gas flow theory and prevention methods described / Sutton D.L. // Oil and Gas J. 1984. - V. 82. - N 50 - p. 84-92.

33. Левайн Д.К. Предотвращение миграции газа в затрубном пространстве цементируемой скважины /Д.К. Левайн, Э.У. Томас, Х.П. Безнер, Д.К. Толлпе // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. М., 1980. - Вып. 10. - С.8-17.

34. Гасумов Р.А., Тенн Р.А., Серебряков Е.П. К вопросу предупреждения и ликвидации межколонных газопроявлений / Р.А. Гасумов, Р.А. Тенн, Е.П. Серебряков // Сб. научн. статей ВНИИгаза. М., 1997. - С. 43-49.

35. Желтов Ю.П., Христианович С.А. О гидравлическом разрыве нефтеносного пласта / Ю.П. Желтов, С.А. Христианович // Известия АН СССР. ОТН. -1955.1201. Вып.5. С.6.

36. Качалов О.Б. Влияние степени разгрузки пласта в процессе бурения на продуктивность скважин О.Б. Качалов, Б.В. Никулин, В.Е. Ледванов, Л.Б. Новиков // Строительство скважин на суше и на море. М., 1989. - Вып.1. - С. 11.

37. Патент РФ, 2172812, кл. Е21В 33/138, опубликован 27.08.2001, бюл. 24.

38. Патент РФ, 2215124, кл. Е21В 33/138, опубликован 27.10.2003.

39. Патент РФ, 183904, кл. Е21В 33/138, опубликован 10.04.1995.

40. Патент РФ, 2136843, кл. Е21В 33/138, опубликован 10.09.1999.

41. Рябоконь С.А., Ашрафъян О.М. Седиментационно-устойчивые тампонажные составы для цементирования горизонтальных и пологих скважин / С.А. Рябоконь, О.М. Ашрафъян // Нефтяное хозяйство. М.: 2004. - Вып. - С.

42. Патент РФ, 785463, кл. Е21В 33/138, опубликован 07.12.1980, бюл. 45.

43. Патент РФ, 834329, кл. Е21В 33/138, опубликован 30.05.1981, бюл. 20.

44. Исследования причин возникновения заколонных флюидопроявлений и разработка методов их предупреждения: дис. канд. техн. наук Ю.Г. Жадан. -Краснодар, 2005. С.70-90.

45. Патент РФ, 2155263, кл. Е21В 33/138, опубликован 27.08.2000.

46. Кравченко И.В. Расширяющийся цемент: техническая книга / И.В. Кравченко. М.: Стройиздат, 1976.- 164с.

47. Булатов А.И. Теория и практика заканчивания скважин: справочник/ А.И. Булатов. Том 4 - М.: Недра, 1998. - с.45-52.

48. Патент РФ 4905359/03, Е21В 33/138, опубл.25.01.1991г.

49. Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин: учебник / А.И. Булатов. -М.: Недра, 1982. с.49-51.

50. Белей И., Щербич Н. Кремнеземистые активные добавки для тампонажных цементов / И. Белей, Н. Щербич // Бурение и нефть. М.,2004. - Вып.З - С. 1215.

51. Белоусов Г.А., Скориков Б.М., Овчинников А.Д., Блейх С.А. Цементирование скважин в условиях АНПД / Г.А. Белоусов, Б.М. Скориков, А.Д. Овчинников, С.А. Блейх / Газовая промышленность. М., 2001г. - Вып.4. - С. 49-52.

52. Рябова Л.И. Тампонажные растворы повышенного качества / Л.И. Рябова// Бурение и нефть. М.,2003 - Вып. 1. - С.30-31.

53. Баш С. М. Облегченный тампонажный цемент из отходов угледобычи / С. М. Баш //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -М.1990. Вып.8. - С. 28-32.

54. Минхайров К.Л., Бочкарев Г.П. Пластмассовые микробаллоны эффективная облегчающая добавка для цементных растворов / К.Л. Минхайров, Г.П. Бочкарев // Бурение и нефть. - М., 1971. - Вып.З. - С. 49-52.

55. Верешага И.Г., Фесенко Н.А., Шаповал А.Г. Облегченные тампонажные растворы на основе фильтроперлита / И.Г. Верешага, Н.А. Фесенко, А.Г. Шаповал // Сб. трудов УкрНИГРИ. Львов, 1987. -С. 66.

56. Бортов А.В., Тимовский В.П. Быстротвердеющий низкотемпературный тампонажный цемент / А.В. Бортов, В.П. Тимовский // Сб. науч. тр. СКО Российской инженерной академии. Краснодар, 1998. - Вып. 4.- С. 89-92.

57. Кравченко И.В. Химия и технология специальных цементов: учебное погсобие / И.В. Кравченко, Т.В. Кузнецова //- М.: Стройиздат, 1979.- 104с.

58. Беляев К.В. Орешкин Д.В. Методы определения и повышения трещино-стойкости облегченных тампонажных материалов/ К.В. Беляев, Д.В. Орешкин // Нефтяное хозяйство. 2003г.

59. Речиков Г. Использование зоны уноса ГРЭС для регулирования технологических свойств тампонажных растворов при креплении газовых скважин на Кубани./ Г. Речиков // Бурение и нефть. 2000г. - Вып.8. - С.6-10.

60. Зимакова Г.А., Хафизова Э.Н. Разработка и исследование композиционных тампонажных цементов./ Г.А. Зимакова, Э.Н. Хафизова // Бурение и нефть. -2002г. Вып.2. - С. 34-37.

61. Мосиенко В.Г. Цементирование скважин облегченными тампонажными растворами / В.Г. Мосиенко, С.В. Нерсесов // Материалы 6 региональной научно-технической конференции «Вузовская наука Северо-Кавказскому региону». -Стврополь: СевКавГТУ, 2002. - С. 50.

62. Гилязов P.M. Расширение областей применения боковых стволов / P.M. Гилязов // Бурение нефть. М.: ООО " Недра-Бизнесцентр", 2002.- Вып.2 - С.43.

63. Орешкин Д.В. Структурообразование тампонажного раствора с полыми стекляными микросферами / Д.В. Орешкин // Нефтяное хозяйство. М., 2004 -Вып. 12. - С.80-83.

64. Патент РФ, 2215124, Е21В 33/138, опубл. 27.10.2003г.

65. Патент РФ, 2239050, Е21В 33/138, опубл. 27.10.2004г.

66. Каримов Н.Х., Танкибаев М.А., Рахматуллин Т.К. Тампонажные материалы для крепления скважин в условиях проявлений АНПД: техническая книга / Н.Х. Каримов, М. А. Танкибаев, Т.К. Рахматуллин Л., 1983.-С. 162-171.

67. Рахимкулов Р.Ш. Увеличение продуктивности скважин за счет новой технологии их заканчивания / Р.Ш. Рахимкулов, И.Ф. Афридонов, А.М.Попов, А.А. Носачев, Ф.М. Валиахметов // Нефтяное хозяйство. М.: -1992.-Вып.4.-С.22-25.

68. Данюшевский B.C. Справочное руководство по тампонажным материалам: справочник / B.C. Данюшевский, И.Ф. Толстых,- М.: Недра, 1973 г. -312 с.

69. Тагиров К.М., Гасумов Р.А., Мосиенко В.Г. Комплексные пластифицирующие добавки в тампонажный раствор / К.М. Тагиров, Р.А. Гасумов, В.Г. Мосиенко // Сб. научн. статей ВНИИгаза. М., 1993. - С. 17-22.

70. Мариампольский Н.А. Регулирование свойств тампонажных растворов с помощью многофункциональных химреагентов / Н.А. Мариампольский // Техника и технология бурения скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1988 - 61 с.123

71. Овчинников П.В. Специальные тампонажные композиции для цементирования горизонтальных скважин./ П.В. Овчинников // Нефтяное хозяйство. -2002.-Вып.-С. 25-30.

72. Перейма А.А. Регулирование свойств тампонажных растворов комбинированными реагентами на основе фосфоновых комплексонов / А.А. Перейма // Сб. науч.тр. ВНИИгаза. М.Д993.-С.22-27.

73. Гасумов Р.А. Реагент для получения цементно-полимерных тампонажных растворов с улучшенными технологическими свойствами / Р.А. Гасумов, А. А. Перейма, Ю.И. Петраков // Сб. научн. статей ВНИИгаза. М., 1996. - С. 41-47.

74. Рябоконь С.А., Рябова Л.И. Тампонажные растворы повышенного качества /С.А. Рябоконь, Л.И. Рябова//Нефтяное хозяйство М.: 2004-Вып. -С.25-28.

75. Горонович С.Н. Тампонажные растворы для крепления наклонно-направленных и горизонтальных скважин / С.Н. Горонович, Е.А. Коновалов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: 2001. - Вып.2.-С.31-32.

76. Румшицкий Л.З. Математическая обработка результатов эксперимента: справочное руководство// Л.З. Румшицкий. -М.:Недра, 1971. с.56-91,107-126.

77. Методическое руководство по применению статистических методов при проведении лабораторных исследований с буровыми и тампонажными системами. ВНИИКРнефть, Краснодар, 1971. - 134с.

78. Тагиров К.М. Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсат-ных месторождений и ПХГ / К.М. Тагиров, Р.А. Гасумов, В.Г. Мосиенко // Сб. науч. трудов СевКавНИПИгаза.- Ставрополь, 2001. Вып.35. - С.87.

79. Булатов А.И. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин: справочник / А.И. Булатов, Л.Б. Измайлов, В.И. М.: Недра, 1977г. - с. 196-198.

80. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении: учебник для вузов -М: Недра, 1987г.-с. 85-90.1. УТВЕРЖДАЮ

81. Главщдй^инженер ЗСФ |разия»1. Ф. Баталов £ 2005 г.W1. А 1С Тпромысловых испытаний высокоструктурированных рецептур буферных жидкостей и тиксотропных седиментационно-устойчивых составов облегченных тампонажных растворов при креплении скважин

82. Начальник отдела заключительных работ ЗСФ ООО «БК «Евразия»

83. Начальник цеха крепления скважин КФК СК «ПетроАльянс»1. В.Х. Асхабов1. Заведующий лабораториейкрепления скважин

84. ООО «КогалымНИПИнефть», к.т.н.1. Д.Л. Бакиров1. Аспирант СевКавГТУ1. Э.В. Темировb-KulCtC

85. На практике критерием качественного разобщения пластов является отсутствие межпластовых перетоков при освоении и эксплуатации скважины.

86. В данном случае экономический эффект состоит из двух частей Э, и Э2.

87. Э. -получается за счет сокращения затрат на ремонт:

88. Э, = 0,046 • 400000 = 18400 руб./год

89. Э2- эффект за счет получения дополнительной добычи нефти. Условно переменные затраты (Зпер) составляют 403 руб./т., а условно постоянные (Зпост ~ 38% себестоимости) затраты 247 руб./т.1. Э1 = (Р,-Р2)-С,р1. А.1)