Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование технологии цементирования скважин

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологии цементирования скважин"

На правах рукописи

АТГАРАЕВ ВЛАДИМИР ФЕДОРОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН

(НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ООО «РН - Юганскнефтегаз»)

Специальность 25 00.15 - "Технология бурения и освоения скважин"

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Краснодар - 2008

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

Вартумян Георгий Тигранович

кандидат технических наук Тимовский Виктор Петрович

Ведущая организация ООО «Кубаньбургаз», Краснодарский филиал

Защита состоится « 22 » мая 2008 г в 10 часов на заседании Диссертационного совета Д 222.019 01 при ОАО НПО «Бурение» по адресу-350063, г Краснодар, ул. Мира, 34

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПО "Бурение"

Автореферат разослан « 17 » апреля 2008 г

Ученый секретарь Диссертационного совета, доктор технических наук . Л И Рябова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Важность качественного цементирования скважин обусловлена тем, что это заключительный этап строительства скважины, неудачное выполнение которого приводит зачастую к ликвидации скважины Анализ литературных источников и промыслового материала показывает, что до настоящего времени, несмотря на совершенствование технологических процессов и технических средств, все еще высок процент скважин с заколонными проявлениями и межпластовыми перетоками, особенно на многопластовых месторождениях с зонами АВПД, с небольшими перемычками между продуктивными и напорными водоносными пластами Основными причинами этих осложнений являются флюидопроводящие каналы, возникающие в твердеющем тампонажном растворе в период формирования цементного камня, и микрозазоры между цементным камнем и поверхностью обсадных труб

Качество разобщения пластов обусловлено качеством выполнения целого ряда операций, а именно

- подготовкой ствола скважины,

- оборудованием колонны требуемым количеством центрирующих элементов,

- качеством и достаточным количеством буферной жидкости, -применением тампонажных растворов, соответствующих конкретным геолого-техническим условиям,

- обеспечением оптимального режима течения восходящего потока жидкостей в заколонном пространстве

Для создания тампонажного раствора, обладающего рядом специфических свойств и способного в процессе и после твердения противостоять напорному воздействию пластовых флюидов в течение длительного срока службы скважины, необходима специальная химическая обработка, без которой обеспечение герметичности заколонного пространства невозможно

Одна из задач такой обработки при цементировании - обеспечение седимен-тационной устойчивости растворов При низкой его устойчивости увеличивается проницаемость цементного камня вдоль оси скважины, нарушается его сплошность из-за образования водяных поясов и продольных каналов, особенно при больших зенитных углах скважины

Другой не менее важной задачей при цементировании является сохранение коллекторских свойств продуктивных объектов Для этого применяются тампо-нажныые составы с низкой водоотдачей

Анализ состояния крепления скважин на месторождениях Западной Сибири и, в частности, на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» показывает, что данные проблемы по-прежнему остаются актуальными Их решению и посвящена настоящая диссертация

Цель работы. Повышение качества цементирования скважин на основе разработки и реализации новых технологических решений, тампонажных материалов и технических средств

Основные задачи исследований.

1 Анализ современного состояния технологии цементирования скважин на

месторождениях Западной Сибири, установление основных факторов, определяющих качество работ, в том числе режимов цементирования и составов тампо-нажных растворов

2 Исследование зависимости свойств тампонажных растворов от способов приготовления гельцементных растворов («сухого» и «мокрого»), состава бентонитового порошка и концентрации в растворе химических реагентов

3 Определение эффективности действия комплексного реагента "Крепь-2" на реологические параметры тампонажных растворов и разработка оптимального состава тампонажного раствора для условий месторождений ООО « РН- Юганскнефтегаз»

4 Исследование гидродинамики процесса цементировании после пуска про-давочной пробки в связи с изменением режима движения жидкостей в колонне с напорного на безнапорный с целью исключения опасности гидроразрыва наиболее «слабого» пласта

5 Разработка статистической модели для оценки влияния основных факторов на критерий качества цементирования скважин Приобского месторождения по данным АКЦ-метрии

6 Разработка новых и усовершенствование существующих технических средств для оснастки обсадных колонн и хвостовиков

7 Обобщение результатов внедрения новой технологии и технических средств для цементирования скважин

Научная новизна.

1 Подтверждены преимущества «мокрого» способа приготовления гельце-ментуых растворов по объему получаемого раствора и времени загустевания в сравнении с «сухим» методом Выявлено, что для повышения качества гельцементных растворов необходимо применять специальные глииопорошки, что позволяет управлять необходимыми свойствами раствора и камня Совершенствована технология, позволяющая получать эффективные гельцементные растворы и на модифицированных глинопорошках

2 Подтверждена эффективность действия комплексного реагента «Крепь-2» с увеличенным .содержанием пластификатора на реологические параметры тампонажных растворов и на гидродинамические давления при цементировании скважин Установлено, что в процессе цементирования при использовании растворов, не содержащих реагент «Крепь-2», возрастают потери давления и создаются условия для возникновения гидроразрыва и поглощения в скважине, чего не наблюдается в седиментационностойких растворах, содержащих данный реагент

3 Предложены новые составы тампонажных растворов, в том числе с дополнительным введением реагента НТФ для условий месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз»

4 Исследована гидродинамика процесса цементирования в период пуска про-давочной пробки, когда в колонне возникает «пустое» пространство и режим движения жидкостей в затрубном пространстве может измениться с напорного на безнапорный, обоснованы режимы продавки цементного раствора, защищающие наиболее «слабые» пласты от гидроразрыва

5 Проанализированы применяемые технические средства, устанавливаемые на обсадной колонне, выявлены их конструктивные недостатки и определены пути совершенствования технических средств, таких как обратный клапан, устройство для разъединения хвостовиков как на клиньях, так и на цементном камне, центратор, предназначенные для повышения качества цементирования скважин

6 Предложены статистические модели для оценки влияния основных факторов на критерий качества цементирования скважин Приобского месторождения по данным АКЦ-метрии, позволяющие прогнозировать величину коэффициента качества по промысловым данным

Практическая значимость.

1 Результаты выполненных работ нашли отражение в следующих регламентирующих документах, определяющих правила и технологию работ по цементированию скважин

- «Технико-технологический регламент на крепление скважин на месторождениях ООО «РН - Юганскнефтегаз», 2003 90 с,

- РД 39-00147001-792-2007 «Инструкция по приготовлению и применению облегченного тампонажного раствора (гельцемента) для условий ООО «РН - Юганскнефтегаз», 2007 10 с,

- РД 39-00147001-779-2005 «Регламент на приготовление буферной жидкости», 2006 12 с,

2 Разработаны новые и усовершенствованы существующие технические средства, на которые получены патенты РФ

- пат РФ № 59130 «Устройство для спуска и цементирования хвостовика»,

-пат РФ №61784 «Клапан обратный для цементирования колонн»,

- пат РФ № 63417 «Цементировочная головка»,

- пат РФ № 68582 «Центратор для обсадных труб»

3 Усовершенствована технология цементирования скважин, позволившая повысить коэффициент качества контакта цементного камня с колонной и породой, достигнутая за счет применения химической обработки тампонажных растворов реагентами серии "Крепь", подбора рецептур по баротермальной программе, увеличения количества центраторов, внедрения гидравлической компьютерной программы расчета процесса цементирования

5 Разработаны рецептуры гельцементных и цементных растворов плотностью 1500 и 1950 кг/м3 на основе реагентов серии "Крепь" и реагента НТФ, отличающиеся седиментационной устойчивостью, снижением водоотдачи примерно в 8 раз, с регулируемыми сроками загустевания при более высокой прочности цементного камня и повышенной адгезии

Новые решения, составы и технические средства успешно применяются на месторождениях ООО «РН - Юганскнефтегаз» и в других регионах Апробация работы.

Основные положения диссертации доложены на семинаре (г Краснодар) для специалистов буровых и проектных организаций по теме "Новые технологии, технические средства и материалы, рекомендуемые к включению в проект на строительство нефтегазовых скважин" 18-21 февраля 2002 г, межотраслевых научно-практических конференциях ОАО НПО "Бурение" "Вопросы промывки

скважин с горизонтальными участками ствола", г Краснодар, 1998 г., "Технологии и материалы для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин", г Анапа, май 2000 г , Заканчивание скважин с низкопроницаемыми коллекторами на месторождениях Западной Сибири", г Анапа, апрель 2002 г, "Сервисное обеспечение бурения и ремонта скважин", г Анапа, сентябрь 2003 г, "Заканчивание и ремонт скважин в условиях депрессии на продуктивные пласты", г Анапа, май 2004 г, "Разведочное бурение на суше и континентальном шельфе России", г Анапа, октябрь 2005 г, "Современная техника и технология заканчивания скважин и бурения боковых стволов", г. Анапа, октябрь 2006 г, "Современные технико-технологические решения в области бурения и капитального ремонта скважин", г Анапа, май 2007 г

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

По теме диссертации опубликовано 16 печатных работ, в том числе 4 патента РФ на изобретения Объем работы.

Работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы из 85 наименований, изложена на 146 страницах машинописного текста, содержит 20 рисунков, 2 диаграммы, 28 таблиц и 5 страниц приложений

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Первая глава. Содержит анализ состояния технологии цементирования скважин на месторождениях Западной Сибири, послуживший основой для постановки задач по совершенствованию технологического процесса качественного разобщения пластов на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз», которые характеризуются наличием значительного интервала, слагаемого глинами, склонными к обрушению Осложнения проявляются выносом большого количества выбуренной породы, ростом давления на насосах, затруднительным спуском колонны Наибольшие трудности возникают при бурении скважин со смещениями более 1500 м при зенитных углах 35-40 градусов

На Западно-Сибирский регион приходится основной объем добываемой нефти в России Поэтому не удивительно повышенное внимание в этом регионе к освещению передового опыта, к разработке новых рецептур тампонажных растворов, химических реагентов, буферных жидкостей, к гидравлике процесса цементирования и в целом к совершенствованию технологического процесса и технических средств

Мероприятия, обеспечивающие при цементировании наклонно-направленных скважин максимальное повышение плотности контакта цементного камня с колонной и породой, - это опрессовка колонны сразу после цементирования, использование расширяющегося при твердении тампонажного раствора, увеличение числа центраторов, применение моющих и структурированных буферных жидкостей, продавливание цементного раствора жидкостями с малой плотностью, применение «пробкового» режима и др

Отказ от ступенчатого цементирования в связи с присущими ему недостатками и переход на прямое цементирование потребовал применения больших объемов цементных растворов плотностью 1400-1500 кг/м3, получающихся при добавлении к портландцементу апюмосиликатных полых микросфер или бентонитового глинопорошка Последние, называемые гельцементными растворами, получили наиболее широкое применение Это обусловлено относительно низкой стоимостью компонентов и простотой применения

Эффективные реагенты-структурообразователи серии «Крепь» с различными модифицирующими добавками, созданные в ОАО НПО «Бурение», позволяют получать тампонажные растворы с необходимыми свойствами для конкретных условий

Учитывая характерные для месторождений ООО «РН-Юганснефтегаз» профили скважин, было рассмотрено влияние кривизны, которое в отличие от вертикальных скважин выявило большее гравитационное разделение цементного и бурового растворов с осаждением твердой фазы на нижней стенке ствола, наличие желобных выработок и каверн, зашламленных породой, трудность освобождения нижней стенки от осевшей породы и барита Соответственно, были разработаны специальные системы цементных и буровых растворов, исключающие осаждение твердой фазы на нижней стенке

При изучении полноты замещения жидкостей первостепенное внимание уделяется скорости восходящего потока и режиму движения Наибольшая степень вытеснения (до 98 %), имеет место при турбулентном режиме, наименьшая - при структурном. Высокая степень вытеснения достигается и при «пробковом» режиме при скоростях восходящего потока 0,3-0,5 м/с и значениях обобщенного критерия Рейнольдса Ле* < 300

Установлено, что при одноступенчатом цементировании возникает меньше заколонных проявлений и лучше контакт цементного камня с колонной и породой Объясняется это интенсивным смывом глинистой корки и лучшей очисткой каверн, поскольку объем прокачиваемых жидкостей в 5-8 раз больше, чем при двухступенчатом цементировании

Анализ данных АКЦ на Приобском месторождении в период 2000-2001 гг выявил, например, что увеличение длины кондуктора и применение цементировочного комплекса СРТ-4 фирмы "Халлибертон" позволил во всех случаях получать лучшие показатели по АКЦ Достигнуто это за счет инструментального контроля процесса цементирования, осреднения параметров затворяемого и закачиваемого раствора, возможности гибкой смены режимов закачки и продавки растворов

Важная задача, которую пришлось решать в этот период, - повышение качества цементирования 178-мм колонны в стволе, пробуренном долотом диаметром 215,9 мм Необходимость использования 178-мм колонны была обусловлена требованиями по эксплуатации скважины. Для решения этого вопроса была изменена конструкция скважины в сторону ее упрощения и откорректирована гидравлика процесса, определившая режимы промывки скважины и продавки цементного раствора, тип буферной жидкости, а также составы тампонажных смесей, обеспечивающие в конечном счёте герметичность крепи. Корректность

принятых решений и выполненных гидравлических расчетов подтвердилась при цементировании всех последующих скважин

Существенным фактором эффективности процесса цементирования скважин является применение буферной жидкости, что подтверждается многочисленностью исследований по их созданию

В настоящее время широкое применение получили разработанные в ОАО НПО "Бурение" моющие буферные жидкости типа МБП-М, используемые при цементировании скважин на Приобском и других месторождениях

На качество цементирования скважин оказывают влияние и используемые технические средства центраторы разных конструкций, обратные клапаны, разъединительные устройства, которые были нами усовершенствованы и защищены патентами на изобретения

Критический анализ состояния технологии цементирования скважин на месторождениях Западной Сибири позволил сформулировать задачи, которые явились предметом настоящего исследования

Вторая глава. Посвящена изучению свойств и разработке рецептур гельце-ментных растворов на основе бентонитовых глинопорошков Одним из способов получения облегченных цементных растворов является использование в качестве облегчающей добавки бентонитового глинопорошка в количестве до 15 % от массы цемента

Бентопорошки, которые применяют в бурении и поставляют буровым предприятиям по ТУ 39-0147001-105-93, отличаются по расходному показателю, которым является выход раствора в м3/т Глинопорошки классифицируют по маркам в зависимости от выхода раствора ПБМА (> 20), ПБМБ (> 16), ПБМВ (> 12), ПБМГ (> 8), и наличия модифицирующих добавок (о чем свидетельствует буква М в маркировке глинопорошка)

Серийно выпускаемые бентопорошки вследствие плохого качества глинистого сырья в обязательном порядке модифицируют кальцинированной содой без и в сочетании с полимерами Но не все модифицированные глинопорошки пригодны для приготовления качественных гельцементных растворов Они отрицательно влияют на свойства цементных растворов и, в первую очередь, на их реологию, требуют тщательного подбора химических реагентов - регуляторов технологических свойств цементных растворов и проверки на совместимость с компонентами бурового раствора

Автором проведены исследования с целью изучения возможности приготовления качественных гельцементных растворов проб бентонитового глинопорошка Пробы № 1,2,3 - модифицированные глинопорошки марок ПБМА, ПБМБ, ПБМГ согласно ТУ 39-0147001-105-93 (табл 1) Проба № 4 - немодифицированный гли-нопорошок марки ПБВ

Очевидно, что необходимость совершенствования рецептур гельцементных растворов вызвана насущными практическими потребностями Одним из наиболее видимых путей такой модификации является сопоставление и детальное изучение «сухого» и «мокрого» способов их приготовления

При «сухом» способе смесь, приготовленную в определенных пропорциях на специальных установках или при многократной перебункеровке, затворяют жидко-

стью затворения с последующей закачкой раствора в скважину При «мокром» способе бентонитовый глинопорошок предварительно гидратируется водой в течение 45 мин с образованием суспензии плотностью 1050 кг/мэ, а цемент затворяется жидкостью затворения, содержащей необходимое количество реагентов Далее обе суспензии соединяются с образованием гельцементного раствора

Автором исследованы гельцементные растворы, приготовленные по «сухому» и «мокрому» способам В качестве основы был использован сухоложский цемент ПЦТ [-50 Сопоставительный анализ показал, что при «мокром» способе затворения облегченного раствора достигаются лучшие показатели по выходу раствора и времени загустевания при сохранении практически на одном уровне других параметров раствора и камня

С целью разработки методов оперативного регулирования реологических характеристик растворов исследовано влияние на них реагентов-регуля горов технологических свойств Все составы были обработаны реагентами-структурообразова-телями серии «Крепь», что позволило получить седиментационно устойчивые растворы плотностью 1480-1500 кг/м3 Растворы имели низкие значения пластической вязкости (6,2-10,2 мПас) и предельного динамического напряжения сдвига (1,313,1 Па), высокую прочность при изгибе через 48 ч твердения (0,93-2,00 МПа), что выше 0,7 МПа по ГОСТу 1581-96

Исследования показали, что при равных концентрациях химреагентов при «мокром» способе приготовления увеличивается время загустевания раствора и незначительно снижается прочность цементного камня

Так, при увеличении в растворе содержания реагента «Крепь-1» от 0,1 до 0,7 % пластическая вязкость снижается в 2-3 раза, а динамическое напряжение сдвига увеличивается в 5-8 раз, что повышает седиментационную устойчивость раствора и его вытесняющую способность

Влияние ввода реагента «Крепь-2» с пластифицирующей добавкой показало, что увеличение содержания реагента от 0,5 до 1,0% лишь незначительно увеличивает прочность камня, но улучшает реологические показатели раствора Однако для условий месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз», где скважины имеют высокие температуры (динамические 60-70 °С) и давления (до 25-30 МПа), необходимо подбирать сроки схватывания растворов, сооответствующие термобарическому режиму Поэтому были проведены исследования по совершенствованию рецептур с дополнительным введением замедлителя НТФ (табл 2)

Анализ табличных данных показывает, что гельцементные растворы для условий данных месторождений с реагентами-модификаторами имеют плотность 1500 кг/м3, растекаемость 22,5-26,0 см, водоотстой 0-2 см3 и прочность от 2,Здо 4,0 МПа При этом сроки загустевания соответствуют термобарическим условиям Но наилучшие показатели достигаются при использовании немодифициро-ванных глин с прочностью 4,05-4,9 кг/м3 Консистенция гельцементного раствора модифицированного состава через 1 час 20 минут растет, а камень быстро набирает прочность

Таблица 1

Входной анализ бентонитового глинопорошка_

Параметры бентонитовой суспензии при определении выхода раствора Параме!ры бентонитового порошка

1 № пробы Плотность, г/см3 1 Условн вязкость по СПВ-5, с Пластин, вязкость, мПа.с 1 Динамическое напряжение сдвига, дПа <а В ч 35 К £ О и аз и , 1 Водоотдача, см /30 мин | Я л Выход глинистого ! раствора, м3/т Массовая доля влаги, % | Содержание свободной соды, г/100 г глинопорошка Плотность . глинопорошка, г/см3 1 Марка глинопорошка

1 1,038 25 4 33,53 8,14/11,97 15,2 9,98 16,6 8,2 1,7 2,28 ПБМБ

2 1,025 25 4 91,01 8,62/12,22 13,0 9,95 25,2 9,9 2,08 2,26 ПБМА

3 1,048 25 5 67,06 4,31/9,1 12,8 9,98 10,6 7,3 1,8 2,26 ПБМГ

4 1,05 25 4 100,58 8,62/13,89 24,8 8,65 12,6 6,5 0,84 2,22 ПБВ

Таблица 2

Гельцементные растворы для месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз»

№ а/п Вид глинопорошка Химреагенты, % к массе сухого вещества Время загусшева-ния по $Р-114, термоварич решим НПО "Бурение", ч-мин, до Прочность при сжатии через 48 ч, МПа (у-звук, 11СА-175, / = 60 "С, Р = 25 МПа),

Крепь-2 НТФ ТБФ 30 ед 70 ед

1 ПБМА Ильский 1.2 0,07 0,07 1-51 3-16 2,3

2 ПБМБ Ильский Т,2 0,08 0,07 1-57 3-10 3,5

3 ПБВ Ильский 1,2 0,07 0,07 1-57 2-13 4,05

4 ПБМА Ильский 1,2 0,09 0,07 2-29 2-10 3,9

5 ПБМБ Ильский 1,2 0,09 0,07 2-48 3-50 3,9

6 ПБМА Ильский 1,2 0,09 0,14 2-39 3-17 4,0

7 ПБМГ Ильский 1,2 0,09 0,14 2-40 3-17 3,0

8 ПБМА Курганский 1,2 0,09 0,14 1-47 2-25 3,4

9 ПБВ Курганский 0,9 0,09 0,14 1-35 2-17 4,9

Анализ лабораторных и промысловых данных показывает, что гельцемент-ные растворы с реагентами-модификаторами для условий месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз» имеют плотность 1500 кг/м3, растекаемосгь 22,5-26,0 см, водоотстой 0-2 см3 и прочность от 2,Здо 4,0 МПа При этом сроки загустевания соответствуют термобарическим условиям

Наилучшие показатели получены при использовании немодифицированных глин Консистенция гельцементного раствора немодифицированного состава позволяет получать растворы с нулевым водоотделением, камень быстро набирает прочность, которая через 4В ч составляет 4,9 МПа, что выше прочности камня большинства составов с модифицированными глинами

Третья глава. Посвящена разработке технологии цементирования скважин, режимов продавки тампонажных растворов и оценке влияния основных факторов на качество цементирования продуктивного пласта скважины

Качество цементирования по базовой технологии на Приобском месторождении не превышало 0,43-0,87 Внедрение новых режимов и материалов позволило повысить этот показатель до 0,80-0,99 В частности, технология включала химически активную моющую буферную жидкость на основе порошкообразного материала МБП-М, гельцементный раствор плотностью 1500 кг/м3 и тампонаж-ный раствор повышенной плотности 1950 кг/м3 на основе цемента ОАО "Сухо-ложскцемент" марки ПЦТ I-G-CC-1 и реагента «Крепь-2» Кроме того было увеличено количество центраторов, использованы компьютерная гидравлическая программа и методика подбора рецептуры по баротермальной программе с учетом ограничений по времени на проведение процесса

Нами были проведены гидравлические расчеты для растворов плотностью 1500 и 1950 кг/м3 на примере скважины № 6333 к 240в, Приобского месторождения и выполнено сравнение с расчетами по базовой рецептуре

Установлено, что гидравлические сопротивления, зависящие главным образом от предельного динамического напряжения сдвига, могут быть существенно снижены добавками в раствор пластификаторов Из отечественных реагентов наиболее эффективным является пластификатор С-3

Исследования показали, что увеличение содержания С-3 в растворе уменьшает значения динамического напряжения сдвига, что сказывается на снижении гидродинамических сопротивлений в скважине Это подтверждается результатами измерений, приведенных в табл 3, и расчетами по компьютерной программе

При использовании базовых растворов с пластической вязкостью 0,0965 Па с и предельным динамическим напряжением сдвига 30,2 Па гидродинамические потери возрастают на 1,2 МПа, а суммарный градиент давления жидкостей в затрубном пространстве достигает 0,0154 МПа/м, что ухудшает условия цементирования и приближает градиент к предельному значению гидроразрыва 0,016 МПа/м, тогда как при применении растворов, обработанных реагентом «Крепь-2», суммарный градиент не превышает 0,0149 МПа/м

В последние годы в результате заводнения на Приобском месторождении возросли пластовые давления Так, если в начальный период использовался буровой раствор плотностью 1100-1140 кг/м3, то в настоящее время плотность растворов достигает 1430-1470 кг/м3 Поэтому была изменена рецептура тампонажных растворов. При этом плотность нижней порции цементного раствора составляла

1950-1960 кг/м при В/Ц = 0,4, был сокращен срок загустевания раствора до 90-100 минут и была пересмотрена и гидравлическая программа цементирования скважин

Таблица 3

Содержание С-3, % к массе цемента Раствор плотностью 1840 кг/м3 Раствор плотностью 1950 кг/м3

Пластин. ВЯЗКОСТЬ Т|, мПа.с (сПз) Дннамич. напряжение сдвига (ДНС) т„, Па Пластич. вязкость ц, мПа.с (сПз) Динамич. напряжение сдвига (ДНС) т0, Па

0 0,0438 8,64 0,0965 30,2

0,1 0,0372 6,07 0,0995 17,9

0,2 0,0358 1,25 0,0900 13,7

0,3 0,0344 0,53 0,0783 7,63

0,4 0,0336 0,16 0,0716 1,25

0,5 0,0334 0,01 0,0678 0,62

Ниже отражены некоторые особенности процесса цементирования В частности, при определенных условиях после закачки цементного раствора вследствие разности плотностей жидкостей в трубах и за ними цементный раствор отрывается от устья, при этом давление на цементировочной головке снижается до нуля, а в колонне образуется «пустое» пространство В результате возникает безнапорное движение, при котором резко возрастает скорость восходящего потока за трубами, а суммарное давление может превысить давление гидроразрыва наиболее «слабого» пласта

Предельно допустимая скорость восходящего потока бурового раствора при подаче тампонажного раствора из условия предотвращения гидроразрыва определяется по формуле

(1)

Рр Ь

где Ь - глубина залегания кровли пласта с наименьшим градиентом давления гидроразрыва, м, Гф - градиент давления гидроразрыва на глубине ¡1, Па/м, Кб = 1,05 -коэффициент безопасности, рр - плотность бурового раствора, кг/м3, g - ускорение свободного падения, м/с2, Д =Дд л/к, Д - диаметр скважины, м, Бд- диаметр долота, м, К- коэффициент кавернозности, К=1,3, с! - наружный диаметр цементируемой колонны, м Д - коэффициент гидравлических сопротивлений

Были определены скорость VI и расход СЬ, при которых достигается снижение репрессии на продуктивные пласты с целью сохранения их коллекторских свойств Для этого установили, какой режим движения (напорный или безнапорный) соответствует выбранным значениям и V] При = 0,025 м3/с V, = 0,025 /0,785(02-<12) = 0,775 м/с

Условие, устанавливающее режим движения, определяется по параметру Хо, определяющему положение кровли пласта по расчету, из выражения

1 / - —^ г0=--

Э-с! (К

(Рц-Рр)

ь,У,2 (ЗА)'

ь

8 24,

(2)

где рц - плотность цементного раствора, кг/м3, при применении двух порций цементных растворов плотностью Р) и р2 при занимаемых ими участках длиной соответственно Ь и 12 средняя плотность

Р«ср = (Р!^ + Р2 Ь У( 11 + ¡2 ), (3)

82, 8] - площади поперечного сечения в м2 соответственно кольцевого пространства и колонны по внутреннему средневзвешенному диаметру с!ь, м

Критерием, определяющим режим движения жидкостей, является соотношение между Zo и Ь При Zo> Ь в скважине выдерживается напорный режим При Ъ0 < Ъ имеет место безнапорное движение, при котором максимальная скорость восходящего потока определяется из соотношения

V - I2 (Р"~РР) ё (С>-д) / д \

тах л/ л 1 V ^ )

V Мр п

Согласно проведенным расчетам при размещении пласта на глубине 2500 м в скважине выдерживается напорный режим, при котором, если не предусмотрены технологические остановки, процесс закачки и продавки осуществляется без разрыва потока

По мере поступления цементного раствора в затрубное пространство увеличивается давление на цементировочной головке, что вызывает необходимость снижения расхода при продавке Поэтому в каждом конкретном случае выбирают режим движения восходящего потока для обеспечения наибольшей степени вытеснения бурового раствора цементным

При «пробковом» режиме (0 < Яе* < 64, Яе* - обобщенный критерий Рей-нольдса) степень вытеснения высокая, так как поток движется как «твердое» тело, однако касательные напряжения, создаваемые потоком на стенке ствола, малы, и рыхлая часть глинистой корки не удаляется из скважины Поэтому перед цементным раствором закачивают большие объемы буферной жидкости Так, в ООО «РН-Юганскнефтегаз» перед цементным раствором закачивают 3 м3 воды, 6 м3 моющей буферной жидкости с 1 % МБП-М, 3 м3 воды, которые движутся в турбулентном режиме при Не* от 40000 до 100000

При переходе от «пробкового» к структурному режиму (64 < Яе* < 700) степень вытеснения снижается, эпюра скоростей вытягивается, в результате скорость

в центре потока возрастает Наибольшее значение этого опережения достигается при структурном режиме (700 < Яе* < 1600), когда скорость в центре потока превышает в 2 раза его среднюю скорость При этом режиме степень вытеснения наименьшая

Известно, что при структурном режиме течения степень вытеснения может составить 0,90 - 0,95, если соотношение обобщенных критериев Рейнольдса вытесняемой и вытесняющей жидкостей больше двух, то есть

Яе* = Ке*ц > 2

Это условие практически всегда выполняется при цементировании скважин на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз»

При переходе от структурного режима к турбулентному (1600 < Яе* < 2300) в потоке возникают завихрения, эпюра потока постепенно приближается к горизонтальному положению, повышается степень вытеснения При турбулентном режиме движения (Яе* > 2300) эпюра потока становится горизонтальной, коэффициент вытеснения бурового раствора цементным достигает максимального значения 0,95-0,98

Ранее было предложено качество цементирования по АКЦ оценивать по коэффициенту качества

к_1 А + 0,7 В + 0,3 С + 0 О Л+В+С+й

где А, В, С, й - длины участков в метрах соответственно с «хорошим», «частичным», «плохим» и «отсутствием» контакта цементного камня и колонной и породой

По данным широкополосной цементометрии коэффициент качества определяют исходя из условия 0,8 < к < 1,0- «хорошо», 0,63 < к < 0,8 - «удовлетворительно», 0,2 < к< 0,63 — «плохо», 0< к< 0,2 — «очень плохо», где А, В, С — длины участков в метрах с «жестким», «скользящим» и «отсутствием» контакта цементного камня со стенками скважины и колонны

В течение 2006 г на Приобском месторождении Сибирской геофизической компанией (СГК) было зацементировано 81 146-мм эксплуатационных колонн По 14 из них были обобщены эти данные и произведена оценка качества цементирования

Все скважины на этом месторождении имели одинаковую конструкцию, бурились и цементировались по одной и той же технологии, использовалась одинаковая рецептура тампонажных растворов Скважины различались по глубине, отходу ствола от вертикали, значениям реологических параметров растворов, количеству установленных на колонне центраторов, а так же режимом движения растворов Указанные факторы сведены в табл 4, выражающую соотношение коэффициентов качества к¡, к2 и действующих факторов X/, Л" Х3, X ¡. Х$, Х<5

- коэффициент качества в интервале цементирования раствором плотностью 1950 кг/м3, кг — то же в интервале размещения продуктивных объектов, XI - объем раствора повышенной плотности, м3; х2 - объем облегченного раствора, м3,

х3 - структурная вязкость г]ц раствора повышенной плотности, Па с, х4 - предельное динамическое напряжение сдвига т0ц раствора повышенной плотности, Па

При принятом коэффициенте кавернозности kk = 1,3 зазор между стенкой скважины и колонной составляет (0,246 - 0,146)/2 = 50 мм, х, - количество центраторов на колонне,

х6 - обобщенный критерий Рейнольдса Re* при плотности раствора 1950 кг/м3 и средней скорости его движения в открытом стволе в период продавки раствора Средняя скорость колебалась от 0,396 до 0,552 м/с

Для оценки связи между kt, к2 и факторами X], X2t Xj, Xf, был проведен корреляционный анализ экспериментальных данных Так как не было оснований считать, что экспериментальные данные подчиняются нормальному закону распределения, то вместо линейного коэффициента корреляции Пирсона использовался ранговый коэффициент корреляции Спирмена

Результаты корреляционного анализа показали, что имеется существенная корреляционная связь между к,, к2 и факторами (табл 4), а также меж-

ду ki, к2 и некоторыми парными произведениями

Были получены модели № 1 и № 2 в зависимости от значений х3, х4, х5, хб Модель № 1 имеет вид

к, = 0,78912 - 2,64419хз + 0,01923 х4 + 0,003 ¡4 х, + 0,00011 хб„ ( 6 )

в которой коэффициент множественной корреляции R - 0,91 Этот коэффициент, принимающий значения от 0 до 1, служит показателем степени тесноты статистической связи между исследуемой переменной и переменными, входящими в уравнение регрессии

В модели № 1 максимальная погрешность <5= 100 (ktl- ки)/к1з,%, составляет -6,263 %, тогда как в остальных случаях она меньше

Таблица 4

Соотношение коэффициентов качества и действующих факторов

к, кг X, Хг Хз х4 xs Xf,

kl 1 000 0 654 0 066 0 051 0 510 07Ö5 0 271 -0 653

к2 0 654 1 000 0 132 -0 088 0 830 0 857 0 120 -0 845

X, 0 066 0 132 1 000 0 409 0 066 0 062 1T3ÖÖ1 -0 064

Х2 0 051 -0 088 0 409 1 000 -0 038 -0 086 -0 220 0 114

х3 0 510 0 830 0 066 -0 038 1 000 0 832 0 031 -0 895

Х4 0 705 0 857 0 062 -0 086 0 832 1 000 -0 153 -0 981

х5 0 271 0 120 -0 300 -0 220 0 031 -0 153 1 000 0 173

Хб -0 653 -0 845 -0 064 0 114 -0 895 -0 981 0 173 1 000

Зависимость между коэффициентом качества в интервале размещения продуктивных объектов + 50 м описывается моделью № 2, которая отражает зависимость кг от факторов Хз, -V.;, ДЧ X;.

Модель № 2 имеет вид

кг = 0,576855 + 3,175203 х3 + 0,013965 х4 + 0 003615 х,- 0,000009 хй ( 7 ) Коэффициент множественной корреляции К = 0,94 В модели № 2 максимальная относительная погрешность составляет +6,869 % при максимальной отрицательной погрешности - 5,408 % В обеих моделях величина относительной погрешности § является хорошей иллюстрацией достаточной надежности прогноза

Обращение к изучению процессов с помощью математических моделей было обусловлено тем, что модель может являться заменителем реального объекта, процесса, так как в модели можно устанавливать точные соотношения между характеристиками объектов и процессов и преобразовывать их математически, выделять существенные характеристики исследуемого процесса и отбрасывать несущественные переменные, прогнозировать протекание процесса в области, где не имеется экспериментальных данных

« 28.93- £ о 420* 27,66-1 Ä-S400-I 2618-3 1i-S3M ■

8 24,80 | 15- 1380-х 23 42 g f?-| 340- : = 22,04-1 М- 320- ■ 6 2067-| 1«- 300-f 19,29 | 14- 280 • ¿17 91-jf 13- 260 16,S4- 12- 240 ■ 16,16- 11- 22Ü-1378 K- 20012.40 3- 180- ■ 11,02 8- 1809,65 7- 140-| 8,27- 9- 1206,89- 'r tOO- ■ 5,61 4- 80413- 3- 602,76 - 2- 401,38 1- 20-' 0-0- S- ■ 0

Рис 2 Изменение прочности цементного камня при сжатии во времени (В/Ц = 0,40, Крепь-2 0,8 %, НТФ 0,025 %) 1 - прочность, МПа, 2 - время пробега ультразвуковой волны через образец, мксек, 3 - температура, °С

Из соотношений (6) и (7) была определена количественная мера воздействия каждого из факторов, которая показала, что определяющее влияние на изменение параметров ki и кг оказывают факторы х., (предельное динамическое напряжение сдвига) и х$ (количество центрирующих элементов) С увеличением х4 величина возрастает с 0,889 (0,891) до 0,926 (0,928) (первое число относится к скважине № 10, второе - к скважине № 14), а при увеличении xs величина кы возрастает до 0,923 (0,932) Это изменение кы существенно и достигает 0,037 - 0,041 Что касается величины обобщенного критерия Рейнольдса, то в целом прослеживается закономерность, показывающая, что при структурном режиме течения чем меньше величина Re *, тем больше коэффициент качества цементирования скважины

На основе выведенных закономерностей модифицирован состав реагента «Крепь-2» в результате повышения пластифицирующего эффекта и усовершенствованна рецептура дополнительным вводом реагента НТФ (рис 2)

Согласно требованиям термобарического режима и необходимости выдерживания реологических параметров были модифицированы составы тампонаж-ных растворов повышенной плотности с высоким набором прочности

Четвертая глава Посвящена разработке и совершенствованию элементов технологической оснастки и технологии их использования

Усовершенствованы элементы технологической оснастки обратный клапан для обсадных колонн, жесткий центратор, цементировочная головка, устройство для спуска и цементирования хвостовика

Отличительной особенностью усовершенствованного клапана является наличие специального ловителя шара, закрепленного на ограничителе и представляющего собой ряд цилиндрических стоек, установленных в ограничителе Наличие ловителя шара такой конструкции исключает хаотическое перемещение шара в корпусе обратного клапана при циркуляции бурового и цементного растворов и повреждение его об острые кромки отверстий ограничителя и дросселя Кроме того, острые кромки выходного отверстия дросселя углублены фаской таким образом, что касание шара, находящегося в ловителе, происходит не точечно о кромки отверстия, а по плоскости, что исключает его повреждение, а поток бурового и цементного растворов плавно обтекает шар, не оказывая никакого дополнительного воздействия на запорный элемент

Для центрирования обсадных колонн, подверженных вращению, нами разработан жесткий центратор, который отличается от существующих тем, что обсадная колонна, оснащенная такими центраторами, при вращении постоянно перемещается по сечению ствола скважины в радиальном направлении, чем обеспечивается более полное замещение бурового раствора цементным и, как следствие, более высокое качество цементирования, а каркас центратора с жестко закрепленными планками при вращении обсадных труб остается неподвижным, что исключает его поломку

Цементирование обсадных колонн с вращением может осуществляться или через вертлюг буровой установки, или с помощью специальной цементировочной головки

Разработанная нами цементировочная головка позволяет производить цементирование обсадных колонн с вращением без привлечения дополнительного оборудования Отличие данной головки от существующих заключается в том, что в корпус на упорных подшипниках герметично, с возможностью свободного вращения, устанавливается ниппельный переводник с присоединительной резьбой Дополнительно корпус снабжен специальным блокирующим устройством, позволяющим зафиксировать корпус головки относительно обсадной колонны в любом вертикальном положении и использовать данную головку, как обычную цементировочную, но удобно ориентированную относительно нагнетательных линий

Вращение обсадной колонны осуществляется ротором буровой установки Благодаря наличию упорных подшипников обсадная колонна свободно вращается в корпусе цементировочной головки, а герметизирующие элементы обеспечивают герметичность корпуса головки и обсадных труб По своему функциональному назначению вращающаяся цементировочная головка ничем не отличается от обычной головки, а наличие специального блокирующего устройства, исключающего вращение, позволяет использовать ее как обычную цементировочную головку с заданной ориентацией нагнетательных линий при цементировании

Высокое качество цементирования обсадных колонн с вращением может быть достигнуто только при совместном использовании вращающейся цементировочной головки и специальных жестких центраторов, рассмотренных выше.

Одним из основных элементов при заканчивании скважин хвостовиками является разъединительное устройство, от надежности работы которого зависит ус-

пешность операции Из существующих типов разъединительных устройств наиболее надежными, на наш взгляд, являются разъединители резьбового типа

Разработанные нами универсальные устройства комбинированного действия отличаются от существующих простотой и надежностью, позволяют спуск потайной колонны или хвостовика в скважину осуществлять как с опорой на забой, так и с подвеской на клиньях или цементном камне с дополнительной герметизацией межколонного пространства Суть данной конструкции состоит в том, что промывка скважины от излишков цементного раствора выше разъединителя осуществляется непосредственно после получения давления «стоп» открытием циркуляционных отверстий и восстановлением циркуляции выше головы хвостовика В конструкции разъединителя предусмотрено резьбовое и безрезьбовое взаимодействие колонны обсадных труб с транспортировочной колонной В данной конструкции подвеска потайной колонны или хвостовика может осуществляться как на клиньях, так и на цементном камне или оставаться с опорой на забое Во всех случаях при цементировании после получения сигнала «стоп» при создании заданного избыточного давления открываются циркуляционные отверстия выше «головы» хвостовика и излишки цементного раствора вымываются из скважины

При подвеске обсадной колонны на цементном камне, потайная колонна или хвостовик частично разгружаются на забой и правым вращением инструмента производится частичный отворот до падения давления в колонне и восстановления циркуляции Обсадная колонна приподнимается над забоем и удерживается на бурильных трубах до полного схватывания цементного раствора Удержание обсадных труб в подвешенном состоянии обеспечивается конструктивными особенностями разъединительного устройства Затем окончательно производится отворот заливочных труб и они совместно с ниппелем, поднимаются на поверхность, а потайная колонна или хвостовик остаются подвешенными на цементном камне При таком способе подвески обсадных труб клиновая подвеска не используется

При осложненных условиях в скважине (например, пологие и горизонтальные скважины) для исключения возможного прихвата колонны труб остающимся в скважине цементным раствором и герметизации межтрубного пространства используют устройство в сборе с клиновой подвеской и пакером

Пятая глава. Посвящена результатам внедрения новой технологии и технических средств при цементировании скважин на Приобском и других месторождениях При этом проведено сопоставление с базовой технологией, которая применялась ранее Так, на Приобском, Приразломном, Киняминском и других месторождениях число устанавливаемых на колонне центраторов не превышало 13 штук, а в отдельных случаях составляло 5-7, в качестве буферной жидкости использовали 2 %-ный раствор триполифосфата натрия Для приготовления цементных растворов плотно-стыЬ 1830-1900 и 1450-1500 кг/м3 использовали цементы ПЦТ 1-100 и ПЦТ Ш-064-100 Сроки схватывания регулировали введением в раствор до 0,03 % НТФ Проектом на строительство скважин требовалось, чтобы скорость восходящего потока в кольцевом пространстве при цементировании соответствовала аналогичному показателю при бурении. Но выполнение этого условия вызывало поглощение в скважине вследствие снижения площади кольцевого сечения и влияния ряда факторов

Применение тампонажных растворов, не обработанных понизителями фильтрации и пластификаторами, приводило к потере подвижности растворов из-за от-

фильтровывания жидкой фазы и формирования загустевшей массы, обусловливавшей рост давления в скважине Одновременно седиментационная неустойчивость тампонажных растворов являлась причиной формирования продольных каналов в цементном камне Низкое качество изоляции пластов усугублялось также отсутствием надлежащего количества центрирующих элементов, В то же время повышенные требования к качеству цементирования и высокой прочности цементного кольца обуславливались тем обстоятельством, что в скважинах до ввода их в эксплуатацию производился гидроразрыв пластов Естественно, что тампонажный раствор с водоцементным соотношением 0,5 не отвечал названным требованиям

По результатам испытания пласта ЮС-1 в скв 185 к 16, Киняминского месторождения пластоиспытателем КИИ-95 было установлено, что за время эксплуатации пластовое давление снизилось с 28 до 18 МПа, что соответствует, как показали расчеты, снижению градиента пластового давления с 0,01 до 0,0064 МПа/м При этом уменьшается и градиент давления гидроразрыва пластов, который для условий Киняминского месторождения при Рпл—18 МПа, Н=2670 м, коэффициенте Пуассона v=0,35, горном давлении Рг=0,022x2870=63,14 МПа равен grad Рп> = Рщ/Н + v/(l-v) (Рг-Рпл)/Н = 0,01475 МПа/м, что ниже начального значения grad Ррр= 0,016 МПа/м А это требует пересмотра плотностей ранее применявшихся тампонажных растворов

Такая же работа, выполненная по скв № 34 к 10, Угутского месторождения с использованием модульного испытателя пластов на кабеле компании «Шлюмбер-же», показала уменьшение пластового давления с 29,5 до 18,6 МПа

Снижение пластового давления резко сказывается на производительности скважин Возрастает влияние СКИН-эффекта, который за счет использования только технико-технологических возможностей бурения снизить невозможно

С целью повышения качества цементирования нами была внедрена новая технология, которая была приведена выше

На Приобском месторождении использовалась цементно-бентонитовая смесь состава 9 1 плотностью 1500 кг/м3, которую обрабатывали реагентом «Крепь-2», замедлителем сроков схватывания НТФ и пластификатором С-3 Вторая порция - раствор плотностью 1950 кг/м3 на основе цемента типа G, обработанный реагентами "Крепь-2", НТФ и ТБФ По всем скважинам по данным АКЦ-метрии коэффициент качества в интервале цементирования чистым цементным раствором превышал 0,9

В последующие годы на Приобском месторождении проводились работы по поддержанию пластового давления, выразившиеся в заводнении месторождения, в результате чего возросло пластовое давление Поэтому были внесены изменения в рецептуру растворов

Рецептура раствора нижней пачки длиной 850-900 м и плотностью 1950 кг/м3 при В/Ц = 0,4 включает по массе к массе цемента реагенты Крепь-2 в дозировке 0,8 -1,2 %, НТФ - 0,025-0,03 %, ТБФ - 0,05 %

Рецептура раствора верхней пачки длиной 1500-1700 м и плотностью 1500 кг/м3 при водосмесевом отношении, равном единице, включала 90 % цемента ПЦТ-1-50, 10 % бентонитового порошка марки ПБМА, реагенты «Крепь-2» в дозировке 1,2 %, НТФ - 0,06-0,09 %, ТБФ - 0,07-0,10 % или пеногаситель Пента-465 в количестве 0,18-0,28 %

Процесс подготовки к цементированию и цементирование включали следующую последовательность работ

В процессе спуска колонны освобождают одну приемную емкость от бурового раствора, заполняют ее технической водой и последовательно через технологическую воронку шламовым насосом приготавливают жидкость затворения облегченного раствора, для чего добавляют в расчетных количествах ТБФ, НТФ, «Крепь-2», затем пропеллерной мешалкой все перемешивают до полного растворения Приготавливают 10 м3 0,6 %-ного раствора моющей буферной жидкости на основе МБП-М, которую закачивают в скважину

Набирают расчетное количество воды для приготовления жидкости затворения чистого цементного раствора, вводят в нее в заданных количествах пеногаси-тель НТФ и «Крепь-2», перемешивают все до полного растворения

После опрессовки нагнетательных линий давлением 25 МПа затворяют гель-цементный раствор плотностью 1500 кг/м3 производительностью 18-24 л/с и раствор плотностью 1950 кг/м3 с производительностью 12-18 л/с

Осуществляют пуск верхней разделительной пробки и ведут продавку там-понажных растворов с начальной подачей 7-8 л/с «пробочным» агрегатом ЦА-320м Основной объем закачивается при расходе 18-24 л/с, а последние 15м3- при 8-10 л/с до получения момента «стоп», после чего опрессовывают колонну в течение 5 минут при давлении «стоп» + 1 МПа При герметичности колонны сбрасывают давление до нуля и оставляют скважину на ОЗЦ

Технология цементирования скважин, осуществляемая Нефтеюганским филиалом ССК на Приобском месторождении, аналогична технологии, применявшейся в СГК Однако фактор влияния повышенного пластового давления заметно проявился при строительстве скважин на Монастырском острове В связи с этим для предотвращения возникновения нефтегазопроявлений в период ОЗЦ практикуется создание противодавления по окончании процесса цементирования по методике, разработанной в ОАО НПО «Бурение», что позволило исключить возникновение осложнений в скважине

Основным объектом заводнения является пласт АСц Хотя нагнетательные скважины эксплуатируются в основном на правом берегу Оби, однако заметно их влияние, которое проявляется в ухудшении качества цементирования по пласту АСП и вышележащим пластам по сравнению с нижележащими пластами

С целью проверки надежности и эффективности работы усовершенствованных клапанов нами были проведены их стендовые и промысловые испытания Испытанные на 10 скважинах месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз» обратные клапаны для эксплуатационных колонн диаметром 146 мм показали высокую надежность и эффективность при любой конфигурации ствола, в том числе и в горизонтальных скважинах Предложенная конструкция клапана, предотвращающая повреждение шара в процессе промывки скважины и ее цементирования, может найти эффективное применение в качестве обратно! о клапана для бурильных колонн с целью повышения его долговечности и надежности в работе

Разработанные разъединительные устройства для спуска и цементирования потайных колонн и хвостовиков (тяжелых, коротких, цементируемых или оборудованных готовым фильтром), для обсадных труб диаметром 114, 120, 127, 140, 178 и 194 мм, защищенные патентом РФ, успешно прошли широкую промышленную апробацию в

сложных геолого-технических условиях месторождений нефтяных компаний «Роснефть» Всего с применением разъединительных устройств данной конструкции спущено и зацементировано со 100 % успешностью около 50 скважин

Основные выводы и рекомендации.

1 Проведен анализ состояния цементирования скважин на месторождениях Западной Сибири, который определил актуальность проблемы в части необходимости исследования и разработки новых рецептур гельцементных растворов, совершенствования технологического процесса и создания технических средств

2 Подтверждена эффективность "мокрого" способа приготовления гельцемент-ного раствора, при котором достигаются лучшие показатели по объему получаемого раствора и времени загустевания Выявлено, что для повышения качества гельцементных растворов необходимо применять специальные глинопорошки, не обработанные содой и полимером, что позволяет управлять свойствами раствора и камня Однако, учитывая отсутствие высококачественных глинопорошков, автором разработана технология, позволяющая получать эффективные гельцемент-ные растворы и на модифицированных глинопорошках

3 Подтверждена эффективность действия комплексного реагента «Крепь-2» с увеличенным содержанием пластификатора на реологические параметры тампонажных растворов и на гидродинамические давления при цементировании скважин Установлено, что в процессе цементирования при использовании растворов, не содержащих реагент «Крепь-2», возрастают потери давления и создаются условия для возникновения гидроразрыва и поглощения в скважине, чего не наблюдается в седи-ментационно устойчивых растворах, содержащих данный реагент Предложены новые составы тампонажных растворов, в том числе с дополнительным введением реагента НТФ, для условий месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз»

4 Установлено, что технологические свойства цементных растворов значительно улучшаются при введении в них химических добавок типа «Крепь» вследствие улучшения реологических параметров растворов и гидродинамических характеристик процесса

5 Рассмотрен механизм влияния ввода реагента типа «Крепь» на свойства гельцементного раствора, который заключается в том, что «Крепь» близка по химическому составу к гельцементному раствору При их взаимодействии ускоряется образование гидратных фаз за счет создания сростков со значительным числом координационных связей, вызывающих кольматацию пор

6 Определено, что успешное внедрение новой технологии на Приобском месторождении позволило повысить коэффициент качества цементирования от 0,43-0,87 до 0,80-0,99 вследствие применения моющей буферной жидкости, тампонажных растворов плотностью 1500 и 1950 кг/м3, новых химических реагентов, а также изменения режима цементирования согласно компьютерной гидравлической программе

7 Проведена оценка совместного влияния пластификатора С-3 и стабилизатора «Крепь» на изменение реологических показателей цементных растворов, показавшая, что увеличение содержания С-3 в растворе снижает динамическое напряжение сдвига и потери давления в скважине

8 Проведен расчет гидравлических сопротивлений с применением цементных растворов, обработанных реагентом «Крепь-2», показавший снижение суммарного градиента давления жидкости на забой, при котором исключаются условия для возникновения поглощения в скважине

9 Изучены некоторые особенности процесса цементирования в период пуска продавочной пробки, когда в колонне возникает «пустое» пространство и режим движения потока может измениться с напорного на безнапорный, при котором суммарное давление жидкостей в затрубном пространстве может превысить давление гидроразрыва наиболее «слабого» пласта Проведены расчеты, позволяющие определить условия сохранения напорного движения

10 Разработаны рецептуры цементных и гельцементных растворов плотностью 1500 и 1950 кг/м3 с применением реагентов серии «Крепь» и реагента НТФ, отличающиеся седиментационной устойчивостью, сроками загустевания, более высокой прочностиью цементного камня и повышенной адгезией

11 Доказана высокая надежность работы новых и усовершенствованных элементов технологической оснастки, включающих

- обратный клапан для цементирования, который позволяет после получения момента «стоп» сбросить избыточное давление и обеспечить плотный контакт цементного камня с колонной,

- устройство для разъединения хвостовиков, что позволяет осуществлять подвеску хвостовика на цементном камне и исключает опасность прихвата заливочных труб во время схватывания цементного раствора за счет удаления из скважины излишков цементного раствора выше разъединителя непосредственно после получения давления «стоп» частичным отворотом, открытием циркуляционных отверстий и восстановлением циркуляции выше головы хвостовика,

- центратор, позволяющий, устанавливать его на муфте обсадной трубы, улучшая центрирование колонны и качество цементирования

12 Разработаны статистические модели для оценки влияния основных факторов на критерий качества цементирования скважин на Приобском месторождении по данным АКЦ-метрии, позволяющие прогнозировать величину коэффициента качества цементирования

13 Обобщены результаты внедрения новой технологии и технических средств при цементировании скважин на месторождениях Западной Сибири Установлены причины снижения качества цементирования некоторых скважин и сформулированы рекомендации по совершенствованию технологического процесса Экономический эффект по результатам внедрения только клапана ЦКОД МУ-146 при строительстве скважин в ООО «РН-Юганскнефтегаз» в 2007году составил 7353,8 тыс руб Суммарный годовой экономический эффект от применения новых технических средств, технологий, растворов и реагентов составил более 15 мил рублей

Основные положения диссертации отражены в 16 опубликованных работах из которых работы № 7, 9, 11 включены в перечень рецензируемых научных журналов и изданий, выпускаемых в Российской федерации в соответствии с требованиями ВАК Минобразования и науки РФ.

1 Некоторые факторы, влияющие на качество цементирования скважин на Приобском месторождении / В Ф Атгараев, А С Добросмыслов, и др // Труды ОАО НПО "Бурение", Краснодар, вып 9, 2003, с 236-240

2 Влияние содержания твердой фазы промывочных жидкостей на технико-

экономические показатели бурения на месторождениях ООО «Юганскнефтегаз»

Атгараев В Ф, Ермаков В А.и др // Труды ОАО НПО "Бурение", Краснодар,

вып 8,2002, с 116-123

3 Атгараев В Ф, Добросмыслов А С, Нижник А Е Результаты влияния реагентов-регуляторов свойств тампонажных растворов на качество цементирования эксплуатационных колонн на Приобском месторождении // Труды ОАО НПО "Бурение", Краснодар, вып 10,2003, с 263-270

4. Добросмыслов А С, Атгараев В Ф., Бортов А В Анализ состояния бурения скважин на Приобском месторождении // Труды ОАО НПО "Бурение", Краснодар, 2003, вып 9, с 241-248

5 Опыт цементирования скважин на Киняминском месторождении (ООО «Сибирская геофизическая компания») Гринько Ю В, АтгараевВ Ф др - Труды ОАО НПО «Бурение», Краснодар, вып 14,2005, с 214-221

6 Исследование бентонитовых глин различных марок для приготовления гель-цементных растворов / Атгараев В Ф., Пальчикова Л С, Петрова Н Н и др. // Труды ОАО НПО «Бурение», Краснодар, вып 15,2006, с 102-103

7 Сопоставительный анализ свойств облегченных цементных растворов при «сухом» и «мокром» способах введения в них бентонитового порошка Ашрафьян М О, Рябова Л И, Атгараев В.ФУ/ НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море" М. ВНИИОЭНГ, 2007, № 5, с 47-52

8. Релаксационные свойства седиментационно-устойчивых тампонажных растворов для цементирования пологих скважин Гринько Ю В., Рябова Л.И, Атгараев В А и др//Труды ОАО НПО "Бурение". Краснодар, 2007, вып 16, с 117-126

9 Ашрафьян М О, Кравченко Г Г., Атгараев В Ф Оценка влияния основных факторов на критерий качества цементирования по данным АКЦ-метрии // Бурение и нефть», 2007, № 12, с. 12-15.

10 Влияние расширяющегося цементного камня на плотность камня с обсадными трубами Новохатский Д Ф.,Атгараев В Ф, Нижник А Е и др // Труды ОАО НПО "Бурение" Краснодар, 2007, вып 16, с 95-106

11 Ашрафьян М. О, Кравченко Г Г, Атгараев в Ф Оценка качества цементирования скважин по данным АКЦ-метрии //НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М ОАО ВНИИОЭНГ, 2007, № 12 -с -36-38.

12. Ашрафьян М О., Шабанов В. В , Атгараев В Ф Разработка режимов движения тампонажных растворов при цементировании скважин на Приобском месторождении // Сборник научных трудов ОАО НПО "Бурение", Краснодар, 2007, вып 16, с 106-116

13 Пат. № 63417 (Россия) Цементировочная головка Авт изобрет Нижник АЕ, Рябоконь С. А , Шабанов В В, Атгараев В Ф Б И 27 05.2007, №15.

14 Пат №61784 (Россия) Клапан обратный для обсадных колонн Авт. изобрет Нижник А.Е, Рябоконь С А, АтгараевВ Ф и др Б И ,10 03 2007, № 7

15 Пат № 59130 (Россия) Устройство для спуска и цементирования хвостовика. Авт изобрет А. Е Нижник, С А Рябоконь, В Л Дробов, А В Бортов, В Ф Атгараев Б И., 10 12 2006, № 34.

16 Пат № 68582 (Россия). Центратор для обсадных труб Авт изобрет С А. Рябоконь, А Е Нижник, Д Ф. Новохатский, В Ф. Атгараев Б И, 10 03 2007, № 7

АТГАРАЕВ Владимир Федорович

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ООО «РН - Юганскнефтегаз»)

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Подписано в печать 08 04 2008. Формат 60x84 1/16. Уел -печ л 1,39 Тираж 100 экз. Заказ № 8112

Отпечатано с оригинал-макета заказчика в типографии ООО «Просвещение-Юг», г Краснодар, ул Селезнева, 2

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Атгараев, Владимир Федорович

Цель работы.

Основные задачи исследований.

Введение.

Глава 1. Анализ состояния технологии цементирования скважин на месторождениях Западной Сибири.

1.1 Геолого-физические особенности низкопроницаемых коллекторов по ряду нефтяных месторождений Западной Сибири.

1.2 Анализ состояния бурения скважин на Приобском местрождении

1.3 Обзор литературных источников, содержащих анализ современного состояния технологии цементирования скважин на месторождениях Западной Сибири.

1.4 Постановка задач исследования.

Глава 2. Исследование свойств и разработка рецептур облегченных цементных растворов.

2.1 Общие сведения о тампонажных растворах на основе глинопо-рошков.

2.2 Сопоставительный анализ свойств облегченных цементных растворов при «сухом» и «мокром» способах введения в них бентонитового порошка.

2.3 Влияние химических реагентов серии Крепь на свойства цементных растворов.

Глава 3. Разработка технологии цементирования скважин, режимов движения тампонажных растворов и оценка влияния основных факторов на качество цементирования.

• 3.1 Разработка технологии цементирования скважин с применением реагента Крепь-2.

3.2 исследование режимов движения тампонажных растворов на примере цементирования скважин на Приобском месторождении

3.3 Оценка влияния основных факторов на критерий качества цементирования скважин по данным АКЦ-метрии.

Глава 4. Разработка и совершенствование технических средств для повышения качества цементирования скважин.

Глава 5. Результаты внедрения новой технологии и технических средств при цементировании скважин на месторождениях Западной Сибири.

5.1 Цементирование скважин Сибирской геофизической компанией (СГК)

5.2 Цементирование скважин Сибирской Сервисной компанией (ССК)

5.2.1 Цементирование скважин Нефтеюганским филиалом «ССК»

5.2.2 Цементирование скважин Стрежевским филиалом «ССК»

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование технологии цементирования скважин"

Важность качественного цементирования скважин обусловлена тем, что это заключительный этап строительства скважины, при котором в случае неудачи его выполнения все предшествующие успехи могут быть сведены к минимуму. Анализ промыслового материала и литературных источников показывает, что до настоящего времени, несмотря на совершенствование технологических процессов и технических средств, всё ещё высок процент скважин с заколонными проявлениями пластовых флюидов и межпластовыми перетоками, что свидетельствует о низком качестве разобщения пластов, особенно на многопластовых месторождениях с небольшими перемычками между продуктивными и напорными водоносными пластами.

Теоретические и экспериметальные исследования показывают, что основными причинами этих осложнений являются флюидопроводящие каналы, возникающие в твердеющем тампонажном растворе в период формирования цементного камня, и микрозазоры между цементным камнем и поверхностью обсадных труб.

Выполнение этой задачи требует решения сложных вопросов правильного выбора тампонажного раствора, обладающего рядом специфических свойств с соответствующими показателями, которые в совокупности однозначно определяют пригодность данного раствора формировать герметичное цементное кольцо, способное противостоять напорному воздействию пластовых флюидов в заданных геолого-технических условиях в течение длительного срока службы скважины. Существующие тампонажные составы без специальной химической обработки не могут выполнить свою основную функцию -обеспечить герметичность заколонного пространства.

Высокое качество разобщения пластов не может быть обеспечено, если не проводится подготовка ствола скважины перед спуском колонны, а сама колонна не оборудуется требуемым количеством центрирующих элементов, не применяется в достаточном количестве буферная жидкость и не выдерживается оптимальный режим течения восходящего потока жидкостей в зако-лонном пространстве.

Важная задача при цементировании - обеспечение седиментационной устойчивости растворов. При низкой седиментационной устойчивости увеличивается проницаемость цементного камня вдоль оси скважины, нарушается его сплошность из-за образования водяных поясов и продольных каналов, особенно при больших зенитных углах скважины.

Другой задачей является сохранение коллекторских свойств продуктивных горизотов. Для этого применяются тампонажныые растворы с пониженной водоотдачей.

Анализ состояния крепления скважин на месторождениях Западной Сибири и, в частности, на месторождениях ОАО "РН-Юганскнефтегаз" показывает, что данная проблема по-прежнему остаётся актуальной. Её решению посвящена данная диссертация.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Атгараев, Владимир Федорович

Основные выводы и рекомендации

1. Проведен анализ состояния цементирования скважин на месторождениях Западной Сибири, который определил актуальность проблемы в части необходимости исследования и разработки новых рецептур гельцементных растворов, совершенствования технологического процесса и создания технических средств.

2. Подтверждена эффективность "мокрого" способа приготовления гельцементного раствора, при котором достигаются лучшие показатели по объему получаемого раствора и времени загустевания при сохранении практически на одном уровне водоотделения и прочности формируемого камня. Выявлено, что для повышения качества гельцементных растворов необходимо применять специальные глинопорошки, не обработанные содой и полимером, что позволяет управлять свойствами раствора и камня.

3. Подтверждена эффективность действия комплексного реагента «Крепь-2» с увеличенным содержанием пластификатора на реологические параметры тампонажных растворов и на гидродинамические давления при цементировании скважин. Установлено, что в процессе цементирования при использовании рас

137 творов, не содержащих реагент «Крепь-2», возрастают потери давления и создаются условия для возникновения гидроразрыва и поглощения в скважине, чего не наблюдается в седиментационностойких растворах, содержащих данный реагент. Предложены новые составы тампонажных растворов, в том числе с дополнительным введением реагента НТФ для условий месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз».

4. Установлено, что технологические свойства цементных растворов значительно улучшаются при введении в них химических добавок типа «Крепь» вследствие улучшения реологических параметров растворов и гидродинамических характеристик процесса.

5. Рассмотрен механизм влияния ввода реагента типа «Крепь» на свойства гельцементного раствора , который заключается в том, что «Крепь» близка по химическому составу к гельцементному раствору. При их взаимодействии ускоряется образование гидратных фаз за счет создания сростков со значительным числом координационных связей, вызывающих кольматацию пор.

6. Определено, что успешное внедрение новой технологии на Приобском месторождении позволило повысить коэффициент качества цементирования от 0,43-0,87 до 0,80-0,99 вследствие применения моющей буферной жидкости, о тампонажных растворов плотностью 1500 и 1950 кг/м , новых химических реагентов, а также изменения режима цементирования согласно компьютерной гидравлической программе.

7. Проведена оценка совместного влияния пластификатора С-3 и стабилизатора «Крепь» на изменение реологических показателей цементных растворов, показавшая, что увеличение содержания С-3 в растворе снижает динамическое напряжение сдвига и потери давления в скважине.

8 Проведен расчёт гидравлических сопротивлений с применением цементных растворов, обработанных реагентом «Крепь-2», показавший снижение суммарного градиента давления жидкости на забой, при котором исключаются условия для возникновения поглощения в скважине.

9. Изучены некоторые особенности процесса цементирования в период пуска продавочной пробки, когда в колонне возникает «пустое» пространство и режим движения потока может измениться с напорного на безнапорный, при котором суммарное давление жидкостей в затрубном пространстве может превысить давление гидроразрыва наиболее «слабого» пласта. Проведены расчеты, позволяющие определить условия сохранения напорного движения.

10. Разработаны рецептуры цементных и гельцементных растворов плотностью 1500 и 1950 кг/м3 на основе реагентов серии «Крепь» и реагента НТФ, отличающиеся седиментационной устойчивостью, сроками загустевания, более высокой прочностиью цементного камня и повышенной адгезией.

11 .Доказана высокая надежность работы новых и усовершенствованных элементов технологической оснастки, включающих:

- обратный клапан для цементирования, который позволяет после получения момента "стоп" сбросить избыточное давление и обеспечить плотный контакт цементного камня с колонной;

- устройство для разъединения хвостовиков, что позволяет осуществлять подвеску хвостовика на цементном камне и исключает опасность прихвата заливочных труб во время схватывания цементного раствора за счет удаления из скважины от излишков цементного раствора выше разъединителя непосредственно после получения давления «стоп» частичным отворотом, открытием циркуляционных отверстий и восстановлением циркуляции выше головы хвостовика;

- центратор, позволяющий, устанавливать его на муфте обсадной трубы, улучшая центрирование колонны и качество цементирования.

12. Разработаны статистические модели для оценки влияния основных факторов на критерий качества цементирования скважин на Приобском месторождении по данным АКЦ-метрии, позволяющие прогнозировать величину коэффициента качества цементирования.

13. Обобщены результаты внедрения новой технологии и технических средств при цементировании скважин на месторождениях Западной Сибири. Установлены причины снижения качества цементирования некоторых скважин и сформулированы рекомендации по совершенствованию технологического процесса. Экономический эффект по результатам внедрения только клапана ЦКОД му-146 при строительстве скважин в ООО «РН-Юганскнефтегаз» в 2007году составил 7353,8 тыс. руб. Суммарный годовой экономический эффект от применения новых технических средств, технологий, растворов и реагентов составил более 15 миллионов рублей.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Атгараев, Владимир Федорович, Краснодар

1. А.с. № 635223. СССР. Буферная жидкость, В.А. Прасолов и др. Б.И., 1978, №44.

2. Атгараев В. Ф., Добросмыслов А. С., Нижник А. Е. Результаты влияния реагентов-регуляторов свойств тампонажных растворов на качество цементирования эксплуатационных колонн на Приобском месторождении//Труды ОАО НПО "Бурение", вып. 10, 2003.

3. Ахметов Р.Я., Губайфулин P.P. и др. Опыт работы ЗАО «ПБНК» по повышению качества крепления скважин на Средне-хулынском месторожде-нии//НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2005.- № 4.- с.41-43.

4. Ашрафьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. М.: Недра, 1989. - 228 с.

5. Ашрафьян М. О. Режимы движения жидкостей при цементировании сква-жин//Нефтяное хозяйство, 2004.- № 1.-е. 28-29.

6. Ашрафьян М. О., Шабанов В. В. Гидравлическая программа цементирования обсадных колонн//Сборник научных трудов ОАО НПО "Бурение", вып. 11,2004,- с. 147-153.

7. Ашрафьян М.О., Булатов А.И. Эффективность вытеснения буровых растворов и разрушение глинистых корок при цементировании скважин. -ТНТО. Сер.«Бурение». М., ВНИИОЭНГ, 1969.

8. Ашрафьян М.О., Бортов А.В. Опыт цементирования кондукторов на ме140сторождениях ОАО «Юганскнефтегаз//Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море- 1998 № 12. - с.19-22. 52.

9. Ашрафьян М. О., Кривошей А. В. Влияние снижения пластового давления и очистки каверн на качество цементирования скважин//Нефтяное хозяйство, 2006.-№ 11,-с. 58-59.

10. Ашрафьян М. О., Кривошей А. В. Совершенствование технологии цементирования скважин на месторождениях ООО " Сибирская геофизическая компания'У/Нефтяное хозяйство, 2007, № 6. с. 12-14.

11. Ашрафьян М. О., Лебедев О. А., Саркисов Н. М. Совершенствование конструкций забоев скважин. М.: Недра, 1987.С.

12. Ашрафьян М. О., Шабанов В. В., Атгараев В. Ф. Разработка режимов движения тампонажных растворов при цементировании скважин на Приобском месторождении//Сборник научных трудов ОАО НПО "Бурение", 2007, вып. 16.-с. 106-116.

13. Бакшутов B.C. Минерализованные тампонажные растворы для цементирования скважин в сложных условиях.- М.: Недра, 1986.-272 с.

14. Барановский В.Д., Булатов А.И., Крылов В.И. Крепление и цементирование наклонных скважин.- М.: Недра, 1983.- 352 с.

15. Белоусов. Г.А и др. Применение в процессе цементирования скважин органно-минеральной буферной жидкости //АНХ. М., 1983, № 8.- с. 25-29.

16. Беляев К. В. Повышение трещиностойкости облегченного цементного камня//НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море — М.: 2003, № 10.- С.-35-41.

17. Быстротвердеющий тампонажный материал для проектирования скважин в условиях низких положительных температур//М.О.Ашрафьян, А.Е. Ниж-ник, Ю.В. Гринько и др.//Нефт. хоз-во, 2004, № 1.- с. 46-49.

18. Булатов А.И. Цементирование глубоких скважин. М.: Недра, 1964.

19. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. -М.: «Недра», 1990, 409 с.

20. Булатов А. И., Доманов Г. П. Повышение качества цементирования скважин.- Краснодар: Краснодар, кн.изд-во, 1968.

21. Булатов А., Уханов Р.Ф. Совершенствование гидравлических методов цементирования скважин.- М.Недра, 1978.-С.158-207.

22. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Шаманов С.А. Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. -1007 с.

23. Булатов А. И., Уханов Р. Ф. Исследование свойств и совершенствование технологии применения вязкоупругих буферных жидкостей//РНТС. Сер. Бурение/ВНИИОЭНГ. 1983.

24. Бурдыга В. А. Разработка новых составов буферных жидкостей для крепления нефтяных скважин на месторождениях Среднего Приобья//НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море — М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2005, № 9. с. 59-60.

25. Влияние содержания и состава твердой фазы промывочной жидкостина технико-экономические показатели бурения на месторождениях ОАО142

26. Юганскнефтегаз"/В. Ф. Атгараев, В. А. Ермаков, А. Б. Охотников, А. Р. Арс-ланбеков Труды ОАО НПО "Бурение", вып. 8, 2002.-е. 116-122.

27. Буферные жидкости, используемые при цементировании скважин/ А. И. Булатов, Р. Ф. Уханов и др.//Обзор. Информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Бурение. -1987.

28. Василенко И.Р., Баишев А.Б., Спицын В.Ю. Технология повышения надежности крепи эксплуатационных колонн//Бурение и нефть.-2003.- № 1.

29. Данюшевский B.C. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов. -М.: «Недра», 1978 , 294.

30. Двойников М., Овчинников В., Будько А., Газгиреев Ю. Цементирование скважин на Варьеганском месторождении. Бурение и нефть. 2004, май с. 1820.

31. Детков В. П., Хисматулин А. Р. Влияние буферной жидкости на качество крепления скважин//НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море-М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2003. № 3 .- с. 33-39.

32. Добросмыслов А.С., Атгараев В.Ф., Бортов А. В. Анализ состояния бурения скважин на Приобском месторождении//Труды ОАО НПО "Бурение" .Краснодар.-2003.-вып. 9.-е. 241-248.

33. Дубенко В. Е., Шамшин В. Е., Беляков А. П. Комплексная технология очистки и цементирования каверн//НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море М.: 2002, № 3. - С.-22-27.

34. Еременко Т. Е., Мочернюк Д. Ю., Гелетий Н. Г. Влияние реологических свойств и режимов потока в процессе замещения жидкостей при цементировании скважин//Труды института УкрНИИпроект.- 1962. вып. 9.

35. Ермаков В. А., Охотников А. Б., Атгараев В. Ф. Опыт строительства скважин с номинальными диаметрами ствола 215,9 мм и эксплуатационной колонны 177,8 мм//Труды ОАО НПО "Буренпе".-Краснодар.- 2002. вып.7.-с. 253259.

36. Каримов Н.Х., Измухамбетов B.C., Газизов Х.И. Получение на основе местных глин нового вида расширяющегося тампонажного материала//Деп. ГОСИНТИ, №5458-Ка 94, Алмаата,1994, 2с.

37. Ильин Г.А., Соловьев Е.М., Воздвиженский В.В. Влияние минеральных добавок на реологические свойства цементных растворов//Нефтяное хозяйство, М, 1970, № 9.

38. Инструкция по применению материала буферного порошкообразного БП-100, РД 39-1-468-80/Краснодар, 1980 г.

39. Использование газонаполненных кремнийсодержащих материалов в качестве облегчающих добавок/ Вяхирев В.И., Фролов А.А., Овчинников В.П. и др.// Межвуз. сборник трудов.- Тюмень: ТюмГНГУ, 1997, с.34.

40. Исследование бентонитовых глин различных марок для приготовления гельцементных растворов/В. Ф. Атгараев, J1. С. Пальчикова, Н. Н. Петрова и др. Труды ОАО НПО "Бурение", вып. 15, 2006.-е. 102-109.

41. Круглицкий Н.Н. Физико-химическая механика тампонажных раство-ров.//Киев: «Наукова думка», 1974, с.151-154.

42. Куксов А. К., Бабаян Э. В., Шевцов В. Д. Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений при бурении. М.: Недра, 1992.

43. Крылов Д. А., Таламанов Е. Н. Влияние геологических факторов на качество цементирования нефтяных скважин//РНТС. Сер. Бурение/ВНИИОЭНГ. -1980.-Вып. 5.

44. Курочкин Б. М., Лебедев Е. Д. Технологический комплекс для крепления скважин в сложных условиях//НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море М.: 2002, № 2. - C.-37-39.

45. Литвишко А.Г., Векслер А.И. Вытеснение глинистого раствора при цементировании скважин. «Труды ВНИИНГП», Волгоград, 1967.- Вып. 1.

46. Лукманов P.P., Бакиров Д.Л., Бурдыга В.А. Разработка облегченного тампонажного раствора для крепления скважин в условиях Среднего При-объя//М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2004. № 4,- с. 29-31. Литература.

47. Лукманов Р. Р., Бакиров Д. JI., Бурдыга В. А. Исследования и опыт крепления расширяющейся тампонажной композицией в ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь"//НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на Суне и на море М.: 2004, № 4.-С.-29-33.

48. Лушпеева О.А., Кошелев В.Н., Зозуля Г.П. Применение ПАВ комплексного действия при бурении скважин в ОАО «Сургутнефтегаз»//Нефть и газ, Тюм. ГТУ, 1999 , № 4.- с. 37-42.

49. Мироненко О.Н. Разработка технологии применения и рецептуры вяз-коупругого состава. Известия Северо-Кавказского научного центра и высшей школы. Технические науки. 1981. № 1.-е. 91-94.

50. Михеев М. А., Уляшева Н.М. Новые композиции тампонажных растворов для крепления скважин в сложных горно-геологических условиях// НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море М.: 2004, № 3.-с.- 25-28.

51. Некоторые факторы, влияющие на качество цементирования скважин на Приобском месторождении/В. Ф. Атгараев, А. С. Добросмыслов, А. В. Бортов, А. Е. Нижник-Труды ОАО НПО "Бурение", вып. 9, 2003.-е. 236-240.

52. О механизме влияния нефти на застойные области в процессе промывки и цементировки скважин. Мирзаджанзаде А.Х., Гулизаде М.П., Аскеров Б.А., Расизаде Я.М., Шерстнев Н.М.//Известия ВУЗов, сер. «Нефть и газ», 1969, № 4.

53. Облегченный тампонажный раствор с добавкой минерализованного глинопорошка.// ОАО ВНИИОЭНГ, М., 1976,Проспект ВДНХ, 1 с.

54. Полиалкиленгликолевые растворы (ПАГРы) новое поколение растворов для бурения и заканчивания скважин/ Кошелев В.Н., Пеньков А.И., Вахру-шев Л.П. и др.// Сб. трудов ОАО НПО «Бурение», вып. 6. - Краснодар, 2001.

55. Рябоконь С.А., Бортов А.В., Нижник А.Е. Технические средства и технология, обеспечивающие сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов при цементировании скважин//Труды ОАО НПО «Бурение» Краснодар, - 2001.- Вып.6.- с. 56-66.

56. Рябоконь С.А., Ашрафьян М.О., Гринько Ю.В. Седиментационно устойчивые тампонажные составы для цементирования горизонтальных и пологих145скважин // Нефт. хоз-во, 2003.- № 4.-е. 98-101.

57. Рябоконь С.А. Рябова Л.И. Тампонажные растворы повышенного качества // Нефт. хоз-во, 2003, № 12. с.32-34.

58. Рябова Л.И. Тиксотропные тампонажные растворы повышенной изолирующей способности//НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море -М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2004.- № 1.- с.36-41.

59. Рябова Л.И. Получение тампонажных растворов с нулевым водоотде-лением // Нефтяное хозяйство.-1996.- №7.- с. 17-19.

60. Современные технологии и технические средства для крепления нефтяных и газовых скважин // М.О. Ашрафьян, Д.Ф. Новохатский, О.А. Лебедев и др. Под общей редакцией д.т.н., проф. Рябоконя С.А. Краснодар: Изд-во «Просвещение - Юг», 2003. — 365 с.

61. ТУ 9391-281-00147001-2003. Материал буферный порошкообразный структурировано-моющий. Технические условия, 2003.

62. ТУ 9291-193-00147001-99. Материал буферный порошкообразный структурированный. Технические условия, 1999.

63. Трусов С. Б. Легкие и облегченные тампонажные цементы // М.: ОАО ВНИИОЭНГ.-1990.- с.64.

64. Филатов Б. С. Гидродинамика буровых растворов и тампонажных смесей. В кн. "Справочник инженера по бурению", т.1, гл. 12. Изд-во "Недра", М.,1973.

65. Прямов П. А., Зарипов В. В. Определение дефектов в цементном кол faneце по данным акустического и гамма-гамма-каротажа//РНТС. Сер. Буре-ние/ВНИИОЭНГ. М., 1979.-вып. 11.

66. Опыт цементирования скважин на Киняминском месторождении (ООО "Сибирская геофизическая компания")/Ю. В. Гринько, Г. Г. Трапизонян, В. Ф. Атгараев, Е. В. Худобин Труды ОАО НПО "Бурение", вып. 14, 2005. - с. 214221.

67. Орешкин Д. В., Янкевич В. Ф., Первушин Г. Н. Проблемы крепления стенок при строительстве нефтяных и газовых скважин //НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море М.: 2002, № 7-8. - C.-43-46.

68. Пат. № 63417 (Россия). Цементировочная головка. Авт. изобрет. А. Е. Нижник, С. А. Рябоконь, В. В. Шабанов, В. Ф. Атгараев. Б. И. 27.05.2007, №15.

69. Пат. №61784 (Россия). Клапан обратный для обсадных колонн. Авт. изобрет. А. Е. Нижник, С. А. Рябоконь, В. JI. Дробов, А. В. Бортов, В. Ф. Атгараев. Опубл. в Б. И. 10.03.2007, № 7.

70. Пат. № 59130 (Россия). Устройство для спуска и цементирования хвостовика. Авт. изобрет. А. Е. Нижник, С. А. Рябоконь, B.JI. Дробов, А. В. Бортов, В. Ф. Атгараев. Опубл. в Б. И. 10.12.2006, № 34.

71. Цырин Ю. 3., Ванифатьев В. И. Крепление скважин с применением проходных пакеров. М.: Недра, 1987.

72. Цементирование скважин тампонажными растворами с высокими изолирующими свойствами//М.О.Ашрафьян, Ю.В. Гринько, А.Е. Нижник и др.//Нефяное .хозяйство, 2002.-№ 3.- с. 29-31.

73. Шамина Т. В., Нижник А. Е. Использование эффективных буферных жидкостей залог качественного цементирования обсадных колонн//НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море - М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2004, № 5. - е.- 45-46.

74. Экспериментальные и промышленные испытания по созданию прочного контакта в системе цементное кольцо — обсадная труба//В.П. Детков, Н.Т.Печенкин, Х.Ж. Узбекгалиев, Л.В.Макаров.- РНТС, сер. Бурение, вып. 7, 1972, с. 15-19

75. Элланский М.М. Инженерия нефтегазовой залежи. Т. 1. Нефтегазовая147залежь и ее изучение по скважинным данным. — М.: Издательство «Техника» ООО «ТУМАГРУПП». — 2001. — 288 с.

76. B.A.Andreson, A.F.Maas, A.I.Penkov, V.N. Koshelev, I.H. Fathutdinov. Complex inhibitor Drilling mud for drilling deep wells in complicated conditions/ Petroleum Engineer International.- August, 1999.pp.51-57.

77. Howard G. C., Clark J. B. Factors to be considered in obtaining proper cementing of casing//Oil and Gas J. 1948. - 11/11.- V.46. - № 46.

78. Petersom Y. Untersuchungin Zur Entfernung non Spulungs filterkuchen bci Byngranm-zementutionen. Berbauwissenscha uften, 1986, 13, № 2.

79. S.R. Keller, RJ. Crook at al//Deviated weellbore cementing: Part I.J. of Petrol. Technol.1987.- Vol. 39,n.8-p.955-9605. 59.