Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Управление тиксотропными свойствами тампонажных растворов с помощью реагентов, способствующих предотвращению заколонных проявлений

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Управление тиксотропными свойствами тампонажных растворов с помощью реагентов, способствующих предотвращению заколонных проявлений"

На правах рукописи

005010862

МЯГКИМ ЯН БОРИСОВИЧ

УПРАВЛЕНИЕ ТИКСОТРОПНЫМИ СВОЙСТВАМИ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ С ПОМОЩЬЮ РЕАГЕНТОВ, СПОСОБСТВУЮЩИХ ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ ЗАКОЛОННЫХ ПРОЯВЛЕНИЙ

СПЕЦИАЛЬНОСТЬ 25.00.15 "ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ И ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН"

АВТОРЕФЕРАТ

ДИССЕРТАЦИИ НА СОИСКАНИЕ УЧЕНОЙ СТЕПЕНИ КАНДИДАТА ТЕХНИЧЕСКИХ НАУК

- 1 МДР Ш

Краснодар - 2011

005010862

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

Научный руководитель:

доктор технических наук ¡Рябова Любовь Ивановна!

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Вартумян Георгий Тигранович

доктор технических наук, профессор Ахрименко Вячеслав Ефимович

Ведущее предприятие: Краснодарский филиал ООО «РН-Бурение»

Защита состоится "22" марта 2012 г в 10 часов на заседании диссертационного совета Д 222.019.01 при ОАО НПО "Бурение" по адресу: 350063, Краснодар, ул. Мира, 34.

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

Автореферат разослан

2012 г.

И.о. ученого секретаря диссертационного совета, доктор технических наук, профессор

Д.Ф. Новохатский

Общая характеристика работы

Заколонные проявления и межпластовые перетоки возникают в различных геолого-технических условиях и при самом разнообразном сочетании технико-технологических параметров цементирования, в том числе и соблюдении требований современной технологии цементирования. Анализ промыслового материала по нефтегазодобывающим скважинам показывает, что число скважин, в которых возникают межколонные флюидопроявления, очень велико.

К настоящему времени решены многие проблемы формирования герметичного заколонного пространства, однако значительное количество скважин с заколонными проявлениями указывает на актуальность проблемы. Решению этой задачи и посвящена данная работа.

Цель работы: повышение качества цементирования скважин путем управления тиксотропными свойствами тампонажного раствора с помощью комплексных реагентов и исследование физико-химических процессов, происходящих при формировании цементного камня.

Основные задачи:

1. Анализ основных факторов, определяющих появление межколонных флюидопроявлений, выявление технологии первичного цементирования и материалов обеспечивающих изолирующую способность нефтяных, газовых и водоносных пластов.

2. Теоретический анализ механизма действия реагентов и их выбор с целью придания тампонажным растворам тиксотропных свойств, обеспечивающих предупреждение миграции пластового флюида в различных геолого-технических условиях.

3. Совершенствование и разработка тампонажных растворов с тиксотропными свойствами с применением реагентов, позволяющих управлять комплексом необходимых технологических свойств. Исследование влияния реагентов на технологические показатели растворов.

4. Разработка методики расчета процесса создания противодавления, учитывающей взаимосвязь между величиной противодавления и объемом подкачки продавочной жидкости.

5. Внедрение эффективных тампонажных составов и результаты их применения.

Научная новизна:

1. Выявлено существенное влияние технологии цементирования и применяемых материалов на миграцию пластовых флюидов по межколонному и заколонному пространствам. Дополнены требования к технологии и материалам, используемым при первичном цементировании и предотвращающим миграцию пластового флюида.

2. На основе теоретического анализа механизма действия реагентов, обеспечивающих тиксотропные свойства тампонажных растворов, подгвер-ждена природа синергетического эффекта при их применении.

На основе синергетическиого эффекта комплексных реагентов за счет сочетаниия двух механизмов стабилизации - усиленного вытеснительного и электростатического - исследованы тиксотропные свойства тампонажных растворов (ТТР) и предложены их новые составы. Установлено:

— высокостабильную тиксотропную структуру, устойчивую к релаксации напряжений (степень релаксации СР = 0), способны образовывать только составы, содержащие дополнительно к полимерному компоненту реагент-стабилизатор серии "Крепь";

— ТТР, работающие по механизму усиленной вытеснительной стабилизации (на основе реагентов Сульфацелл и КРК), удовлетворяют требованию соответствия условию седиментационной устойчивости для цементирования пологих и горизонтальных стволов скважин в диапазоне температур 40-90°С. При температурах 75 °С и выше время существования устойчивой тиксотропной структуры, обеспечивающей предотвращение канапооб-разования и герметичность заколонного пространства при любом зенитном угле наклона ствола (СР < 79,5 %), ограничено вследствие химической и термической деструкции полимерных компонентов, в связи с чем, в каждом конкретном случае необходима проверка рабочей рецептуры на соответствие времени существования устойчивой тиксотропной структуры и сроков схватывания. Только в случае, если сроки схватывания не превышают времени существования устойчивой тиксотропной структуры, ТТР дают положительный эффект;

— ТТР на основе синергетического эффекта сочетания усиленного вытеснительного и электростатического механизмов стабилизации (реагентов Сульфацелл и КРК с реагентом Крепь-1), обладают значительно большим запасом устойчивости тиксотропной структуры, благодаря чему могут обеспечить предотвращение каналообразования и герметичность заколонного пространства в случаях, когда продолжительность процесса цементирования превышает допустимый предел для ТТР на основе только Сульфацелла и КРК;

— при использовании в качестве вяжущего высокотемпературных спеццементов - ТТР, стабилизированные только по механизму усиленному вытеснительному механизму (на основе реагентов Сульфацелла и КРК), удовлетворяют требованию соответствия условию седиментационной устойчивости до температуы 120 °С. ТТР на основе реагента Крепь-В рекомендованы для применения в условиях температур выше 120 °С, в которых остальные ТТР неспособны обеспечить предотвращение каналообразования и герметичность заколонного пространства вследствие быстрой деструкции и потери тиксотропных свойств.

3. Установлены эффективные способы растворения реагентов-струк-турообразователей, обеспечивающие стабильность ТТР, сохранение его тиксоропных свойств, надежную изоляцию пластов и предотвращение зако-лонных флюидопроявлений.

4. Предложен алгоритм расчета противодавления с учетом объема там-понажного раствора и установлена взаимосвязь между основными параметрами процесса создания противодавления.

Практическая значимость:

1. Разработаны составы ТТР, позволяющие на ранней стадии с достаточной степенью надежности обеспечить повышение качества цементирования скважин за счет предотвращения каналообразования в заколонном пространстве.

2. Разработаны рекомендации по применению технологичных комплексных реагентов для приготовления ТТР для различных условий применения.

3. Разработан алгоритм расчета процесса создания противодавления, использование которого позволяет оперативно вычислить значения параметров процесса, таких как объем фильтрации технологических жидкостей, объем и интенсивность возможного поглощения или проявления, своевременно проводить мероприятия, направленные на предотвращение осложнений и повышение качества крепления скважин.

4. Внедрены разработанные рецептуры на ряде месторождений, характе-ризующхся флюидопроявлениями и заколонными давлениями в скважинах в период ОЗЦ.

5. Получен патент РФ "Тиксотропный тампонажный раствор с нулевой степенью релаксации".

Апробация работы: Материалы диссертационной работы докладывались на межотраслевых научно-практических конференциях: "Комплексная технология и технические средства для заканчивания скважин с целью увеличения их продуктивности в 1,5-2 раза", 2008 г., Анапа; "Технологические средства и материалы для бурения и ремонта скважин в условиях АНПД" 20-24 мая, 2009 г., 17-20 мая 2010 г., Анапа. В полном объеме диссертационная работа докладывалась и обсуждалась на семинаре лаборатории крепления скважин ОАО НПО "Бурение".

Публикации: Результаты работы соискателя, отражающие основные положения диссертации, опубликованы в 9 научных трудах.

Структура и объем работы: Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 121 наименований. Работа изложена на 125 страницах машинописного текста, содержит 11 таблиц, 10 рисунков,6 приложений. Автор благодарен научному руководителю, д.т.н. ¡Рябовой Л.И] и своим коллегам к.т.н. Гринько Ю.В., к.т.н. Шляховому Д.С. за помощь в работе над диссертацией.

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность работы, определены основные задачи исследований, наиболее перспективные пути их решения, научная новизна, практическая ценность.

В первой главе приводится анализ причин возникновения межпластовых перетоков и флюидопроявлений при цементировании нефтяных и газовых скважин.

При анализе выделены следующие причины: низкая степень вытеснения бурового раствора из заколонного пространства, неудовлетворительные технологические свойства тампонажных растворов (седиментация, усадочные деформации на ранних стадиях твердения и др.). В результате этого возникают крайне нежелательные последствия: снижается дебит скважин, нарушается проектная технология разработки месторождения, что приводит к безвозвратной потере скважин, осложняется бурение последующих скважин, происходит насыщение продуктивного пласта посторонними флюидами, что приводит к снижению дебита скважины и т. д.

Вероятность возникновения межпластового перетока тем выше, чем меньше толщина перемычки между пластами и чем больше перепад давления между ними, поэтому подобные осложнения чаще всего встречаются при бурении на истощенных месторождениях, характеризующихся низким пластовым давлением в продуктивных пластах.

После окончания процесса цементирования обсадной колонны гидростатическое давление составного столба жидкостей в скважине превышает пластовое давление. На переходной стадии в столбе твердеющего цементного раствора его гидростатическое давление снижается до величины гидростатического давления столба жидкости затворения. Если это давление в сумме с давлением составного столба оставшихся в верхней части межколонного пространства бурового раствора и буферной жидкости окажется ниже пластового давления напорных объектов, создадутся условия для развития заколонного проявления, так как цементный раствор, не обладая еще необходимой прочностью, не может противостоять фильтрации и размыву. Данной проблеме посвящены исследования ведущих ученых РФ: Агзамова Ф.А., Ашрафьяна М.О., Булатова А.И., Гайворонского A.A., Данюшевского

B.C., Куксова А.К., Мавлютова М.П., Новохатского Д.Ф., ¡Рябовой Л.И.|, Соловьева Е.М., Титкова Н.И., Фаттахова З.М., Черненко A.B. и др.

Применение комплексных реагентов без учета механизма их взаимодействия с частицами цементной суспензии и синергетических эффектов вследствие протекания химических реакций между компонентами приводит к тому, что они не всегда дают ожидаемый эффект и обеспечивают успешное решение задачи повышения качества цементирования и предотвращения заколонных флюидопроявлений.

Во многих работах показано, что основными причинами возникновения и формирования каналов в тампонажном растворе являются седиментационные и контракционные процессы. Вследствие недостаточно развитой межфазной поверхности (удельная поверхность цементного порошка в большинстве случаев не превышает 350-400 м2/кг) тампонажные растворы агрегативно неустойчивы и стремятся к равновесному состоянию с минимумом свободной энергии, что проявляется в фильтрации из системы избыточной воды (суффозия), осаждению и уплотнению твёрдой фазы (седиментация), увеличению проницаемости цементного камня вдоль направления восходящего потока жидкой фазы, нарушению сплошности тампонажного камня в затрубном пространстве вследствие образования водяных "поясов" и каналов различной протяжённости, промытых восходящими потоками воды. В результате значительно снижается адгезия (плотность контакта) на границах обсадная колонна - тампонажный камень и тампо-нажный камень - стенка скважины.

Последний фактор приобретает особое значение при цементировании наклонных скважин с зенитными углами более 45°, так как в этом случае короткий путь осаждения твердой фазы создает благоприятные условия для образования водяного канала у верхней стенки скважины даже при очень малых скоростях осаждения частиц.

Для обеспечения высокого качества цементирования продуктивной зоны скважин необходим комплекс мероприятий, в основе которых должна быть оптимизация как физико-химических характеристик тампонажных растворов, так и технологических решений.

Автором обобщены и дополнены требования к свойствам тампонажных растворов, повышающих их изолирующую способность:

— высокой седиментационной устойчивостью, обеспечивающей образование в заколонном пространстве непроницаемого цементного камня, не подверженного усадке (устранение контракции, расширяющиеся цементы);

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

— минимальными сроками схватывания тампонажного раствора после окончания процесса цементирования (быстрый набор структуры, после остановки, исключает возможность размыва пластовым флюидом). Если раствор поступает в интервал цементирования на стадии начала загустева-ния, то его проницаемость не превышает 4* 10"3 мкм2, что достаточно, чтобы противостоять фильтрации;

— тампонажный раствор должен обладать устойчивой тиксо-тропной структурой, обеспечивающей предотвращение каналообразования и развития заколонных флюидопроявлений в течение всего времени ОЗЦ.

Технология управления процессами структурообразования должна предусматривать:

— выбор (в зависимости от температурных условий и пластовых давлений - АВПД или АНПД),

— компенсацию снижения гидростатического давления в период ОЗЦ (управление процессами структурообразования тампонажного раствора за колонной в период ОЗЦ созданием противодавления на устье скважины).

Правильное применение комплексных реагентов-регуляторов технологических свойств по-прежнему является важной и актуальной задачей, успешное решение которой позволит обеспечить высокое качество цементирования скважин, упростить подбор рецептур и приготовление растворов в промысловых условиях, получить экономический эффект за счет снижения или исключения затрат на ремонтно-исправительные работы.

Во второй главе дано теоретическое обоснование механизма действия реагентов, регулирующих одновременно несколько параметров раствора и позволяющих эффективно управлять и тиксотропными свойствами тампо-нажных растворов, а также выбора реагентов для создания тиксотропных там-понажных растворов (ТТР).

Физико-химическая природа стабилизации дисперсных систем всеми исследователями рассматривается исходя из существования между микрочастицами твердой фазы трех основных взаимодействий: дисперсионных, электростатических и физико-химических. По теории механизмов действия реагентов виды стабилизации дисперсных систем в жидкой дисперсионной среде систематизированы по четырем механизмам стабилизации: электростатическая стабилизация, стабилизация мелкодисперсным наполнителем, стерическая стабилизация (стабилизация присоединенными полимерными цепочками), вытеснительная стабилизация (стабилизация свободными полимерными цепочками).

Электростатическая стабилизация является естественным состоянием цементной суспензии и всегда дополняет другие виды стабилизации. Сближению частиц твердой фазы под влиянием силы тяжести и ван-дер-ваальсовых сил препятствуют силы отталкивания поверхностных зарядов частиц и двойных электрических слоев.

При взаимодействии частиц твердой фазы в системах, стабилизированных по электростатическому механизму, формируется тиксотропная структура, обладающая высокими динамическим и статическим напряжением сдвига, характеризующаяся устойчивостью к размыву пластовым флюидом. Зависимость прочности образующейся структуры от величины заряда частиц суспензии является недостатком электростатической стабилизации. При вводе в жидкую фазу раствора электролитов, увеличивающих заряд частиц, раствор загущается до полной потери текучести. Кроме этого, к недостаткам цементных растворов, стабилизированных по электростатическому механизму, относится быстрое

быстрое снижение порового давления и высокая проницаемость, приводящие к суффозионной неустойчивости и образованию фильтрационных каналов.

При стабилизации мелкодисперсным наполнителем он располагается между более крупными частицами цемента, создавая препятствие их сближению и седиментации. При этом происходит резкое увеличение водопотребности растворов, что ограничивает применение данного способа стабилизации, так как приводит к суффозионной неустойчивости, увеличению проницаемости раствора (и камня), приводящим к каналообразованию.

Как стерическая, так и вытеснительная стабилизация дисперсных систем с помощью полимеров может реализовываться в двух вариантах: усиленном -развернутыми цепочками, и обычном - свернутыми цепочками или глобулярными структурами.

Стерическая стабилизация реализуется за счет химического взаимодействия активных групп молекул полимера с активными центрами на поверхности частиц твердой фазы. Они, сорбируясь на поверхности частиц твердой фазы, увеличивают их гидродинамический радиус, снижают интегральную плотность.

Сближению частиц твердой фазы под влиянием силы тяжести и ван-дер-ваальсовых сил при стерической стабилизации препятствует борновское отталкивание стабилизирующих групп.

Одним из наиболее перспективных направлений является создание тампонажных растворов с сокращенным временем структурообразования, так называемых тиксотропных тампонажных растворов (ТТР).

В последнее время работами Рябовой Л.И.| показано, что если в состав тампонажного раствора вводить активный структурообразователь, который вступает во взаимодействие с компонентами вяжущего с образованием новых продуктов с большим удельным объемом внутри гидросиликатной структуры, то можно добиться получения малопроницаемого высокопрочного тампонажного камня, твердеющего без усадочных деформаций. Растворы с такими добавками обладают тиксотропными свойствами, позволяющими многократно образовывать при остановках устойчивую гелеобразную структуру, препятствующую проникновению и миграции пластовых флюидов, а в процессе восстановления циркуляции в скважине вновь приобретать пластичность и текучесть.

Растворы имеют нормальные технологические параметры, обеспечивающие безаварийную их закачку в скважину и продавку в затрубное пространство. Введение в тампонажную систему этих структурообразователей, позволяет обеспечить высокую седиментационную устойчивость и улучшение реологических свойств, (за счет образования высокоструктурированных тиксотропных гелей, образующихся при гидролизе ассоциированных полиядерных аква-гидрокомплексов), высокую водоудерживающую способность, связанную как с химической гидратацией катиона, так и с повышенной структурно-механической гидратацией, а также ускорение процессов гидратации цемента, загустевания и схватывания тампонажного раствора.

В третьей главе приведены результаты экспериментов по исследованию и совершенствованию рецептур ТТР, обеспечивающих повышение надежности качества цементирования скважин, путём управления тиксотроп-ными свойствами тампонажного раствора с помощью комплексных реагентов-структурообразователей, и изучения физико-химических процессов, происходящих при формировании цементного раствора-камня.

Основным направлением разработки ТТР с высокостабильной тиксо-тропной структурой, обладающих комплексом технологических свойств, необходимых для повышения качества цементирования за счет предотвращения ка-налообразования и обеспечения герметичности заколонного пространства скважины явилась реализация экспериментально подтвержденного синергетическо-го эффекта совмещения в цементном растворе усиленного вытеснительного и электростатического механизмов стабилизации.

На первом этапе испытывали способность известных реагентов-струк-турообразователей обеспечивать показатели качества тампонажного раствора, необходимые для обеспечения герметичности заколонного пространства и предотвращения флюидопроявлений при любом зенитном угле ствола скважины (значения СР, удовлетворяющие условию седиментационной устойчивости Пенькова-Рябоконя, СР < 79,5 %), при стандартной температуре 75 "С согласно ГОСТ 26798.1-96. Рецептуры, показавшие хорошие результаты по величине СР, были испытаны на седиментационную устойчивость и время за-густевания при температуре 75 °С и давлении 30 МПа в консистометре КЦ-3.

Анализ полученных экспериментальных показал следующее.

Стерическая стабилизация цементных растворов, осуществляемая путем обработки ионогенными полимерами (КМЦ, акриловые полимеры, биополимеры (табл.1)), приводит к сильному загущению цементных растворов, вплоть до полной потери текучести. Подтверждается также и неустойчивость самих полимеров и обработанных ими растворов к полиминеральной агрессии и высокая проницаемость, что приводит к суффозионной неустойчивости и образованию фильтрационных каналов. При высоких значениях структурной вязкости г) и динамического напряжения сдвига т0, и, в ряде случаев, даже при низкой водоотдаче растворов, релаксация напряжений у этих растворов практически полная. Наилучшие результаты (табл.1) достигаются при применении ксантановой смолы Ююс1оро1 23р. Она обеспечивает получение заданных значений СР при В/Ц = 0,4-0,5, однако тиксотропная структура, создаваемая этим реагентом, неустойчива вследствие протекания процесса стери-ческой флокуляции полимера частицами цемента и ионами кальция. При 75 °С эта структура полностью разрушается в течение 40-50 мин термостатиро-вания (рис.1), раствор разжижается и теряет седиментационную устойчивость, релаксация напряжений становится практически полной.

Химреагенты, % к массе цемента Плотность, г/см3 Растекаемость, см CP, %, (Fann). Время загустевай ия до 30 Вс на КЦ-3 (t = 75°С, Р = 35 МПа), ч-мин Сроки схватывания на УС-1 ((= 75 °С, Р = 30 МПа), ч-мин Каналооб-разование, ч-мин (с момента закладки трубки в установку) Прочность через 24 ч, МПа, при

После измерения СНС через 1 мин После измерения СНС через 10 мин

начало конец

изгибе сжатии

1 без реагентов 1,98 20,0 360 100 100 2-35 2-50 3-00 0-05 9,0 39,3

2 ПАА Праестол 0,5; №2С03 0,6. 1,964 19,5 68 73,3 85,5 0-40 4-50 6-05 1-10 6,8 28,3

3 КМЦ-600 0,8; С-3 0,4. 1,958 18,0 169 84,3 85,9 5-50 7-05 8-00 0-40 5,6 22,4

4 КМЦ-600 0,6; Ыа2С03 0,6. 1,985 16,0 42 36,0 61,0 3-30 4-20 5-00 1-30 7,0 27,5

2 Ююс1оро1 23р 0,25; КССБ-5 0,8; ЫаС1 2,0; ТБФ 0,05. 1,97 18,0 132 55,6 49,3 3-20 4-00 4-20 канала нет 8,6 28,9

3 Шюск>ро1 23р 0,25; С-3 0,5; №С1 2,0; ТБФ 0,05. 1,963 18,0 332 75 69,3 3-00 3-30 3-45 канала нет 8,9 29,6

4 Сульфацелл С-100 0,9; ЫаС1 2,0; ТБФ 0,05. 1,968 19,5 12,5 74,3 76 2-10 4-20 4-35 канала нет 10,2 35,3

5 Сульфацелл С-100 0,9; КССБ-5 0,4; ЫаС1 4,0; ТБФ 0,05. 1,963 19,0 14 50,6 46,4 2-50 4-00 4-20 канала нет 11,5 40,1

6 Сульфацелл С-100 0,9; Крепь-1 0,3, ТБФ 0,05. 1,959 18 18 0 0 3-05 4-50 5-15 зш щи.' йкйЩке! канала нет 7,7 32,0

1 Сульфацелл С-100 0,5; Крепь-1 0,7; КССБ-5 0,4; тбф 0,05. : 1,956 19,5 14 0 й ы 0 3-50 . 4-45 . '.•;•■. л/;',,. 5-20: канала нет 7,2 * . л',^ 31,2

В КРК-75 0,8; ЫаС1 4,0. 1,966 18,5 10,2 70 62,9 4-10 5-25 6-00 канала нет 10,4 38,4

9 КРК-75 0,8; Крепь-1 0,4, 1,961 19 16 0 0 3-40 4-50 5-30 канала нет 9,9 36,8

Недостатками Штос1оро1 23р являются также дефицитность и высокая стоимость, а также высокая водоотдача обработанного им цементного раствора, достигающая 300 см3/30 мин и более.

Поведение дисперсных систем, стабилизированных по усиленному вытеснительному механизму, кардинально отличается от поведения систем, стабилизированных по другим механизмам. В этих системах частицы твердой фазы "опираются" на жидкую фазу, которая экранирует их, оттесняя друг от друга и препятствуя непосредственному контакту.

ТТР, стабилизированные полимерами по усиленному вытеснительному механизму, отвечают требованиям по сочетанию седиментационной устойчивости и низкой водоотдачи (табл.1). Такие ТТР термодинамически стабильны и устойчивы к полиминеральной агрессии, однако слабое взаимодействие частиц твердой фазы обусловливает сравнительно высокие значения СР (85-95 % от максимально допустимого). Усиление структуры растворов, стабилизированных по вытеснительному механизму, необходимо для придания им устойчивости к размыву пластовым флюидом. Обеспечить получение необходимых значений СР при В/Ц = 0,4-0,5 можно либо за счет увеличения концентрации полимера до максимально возможной, при которой ТТР сохраняет растекаемость, отвечающую требованиям ГОСТ 26798.196 (не менее 18 см) и сшивки его молекул с образованием сетчатой структуры, либо за счет совмещения двух механизмов стабилизации (стерического и вытеснительного), чтобы объединить достоинства обоих способов и компенсировать недостатки друг друга.

Первый вариант реализован в комплексных реагентах-компаувдах КРК. Применение реагентов КРК позволяет получить седиментационно устойчивые тампонажные растворы, имеющие при водоотдаче, в 12-40 раз меньшей по сравнению с необработанным раствором с тем же значением В/Ц, и нулевом водоот-стое растекаемость 18-22 см по прибору-конусу при В/Ц = 0,4-0,5.

Исследования показали, что на основе Сульфацелла С и реагентов КРК возможно создание ТТР, полностью отвечающих требованиям по величине СР, а также технологических параметров раствора и прочности камня, и способных обеспечить герметичность заколонного пространства и предотвращение флюцдопроявлений, для широкого диапазона температурных условий применения (40-90 °С, а на высокотемпературных спеццементах - до 120 °С). При более низких температурах становится существенным замедляющее действие Сульфацелла, поэтому для условий умеренных и нормальных температур оптимальными являются составы ТТР, в которых Сульфацелл заменен на аналогичные реагенты, обладающие меньшим замедляющим действием.

Тиксотропная структура этих ТТР значительно более устойчива, чем у составов на основе Я1юс1оро1 23р, и при температурах75-95°С сохраняется не менее 2-3 ч, постепенно разрушаясь за счет щелочного гидролиза и термоде-

вполне достаточно, чтобы исключить образование канала в заколонном пространстве скважины.

1 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120

Время, мин ■

■ Крепь-2 0.7 %

■ КРК-75 0.8 %. ЫаС| 2.0 %. пеногаситель 0.05 %

■ КРК-75 0.8 %: Крепь-1 0.4 %

Рис. 1 Зависимость степени релаксации напряжений различных ТТР от времени при длительном термостатировании (I = 75 °С)

Скорость гидролиза зависит от содержания в тампонажной смеси активного вяжущего, являющегося источником щелочи, поэтому устойчивость структуры ТТР на основе спеццементов, содержащих небольшое количество активного вяжущего, существенно выше по сравнению с составами на основе портландцемента, несмотря на более высокую температуру испытания (рис. 2).

Автором разработаны высокостабильные ТТР, обладающие комплексом технологических свойств, необходимых для обеспечения качественного цементирования и предотвращения заколонных флюидопроявлений. Отличительной особенностью этих ТТР является проявление синергетического эффекта за счет сочетания двух механизмов седиментации - усиленного вытеснительного и электростатического. Следствием синергетического эффекта является повышенная седиментационная устойчивость, достигающая такого уровня, при котором значение параметра СР равно нулю, т.е. релаксация напряжений в растворе отсутствует. Благодаря синергетическому эффекту растворы обладают высокостабильной тиксотропной структурой, позволяющей многократно образовывать при остановках устойчивую гелеобразную систему, препятствующую проник-

новению и миграции пластовых флюидов, а в процессе восстановления циркуляции в скважине - вновь приобретать пластичность и текучесть.

Кроме того, эти ТТР обладают низкой водоотдачей (10-50 см /30 мин), что позволяет снизить до минимума отрицательное влияние на коллекторские свойства продуктивных пластов вследствие значительного уменьшения радиуса зоны проникновения фильтрата тампонажного раствора. Вместе с тем растворы имеют нормальные технологические параметры, обеспечивающие безаварийную закачку в скважину и продавку в затрубное пространство.

Тиксотропная структура этих ТТР при температуре 75 °С сохраняется в течение длительного времени (рис. 1), причем в течение первых 70 мин. тер-мостатирования СР остается равным 0, и только после этого начинает медленно нарастать за счет щелочного гидролиза и термодеструкции полимерных компонентов. Значение СР = 79,5 % в ходе опыта не достигается, и при наблюдаемом темпе нарастания время должно составить не менее 7,5 ч.

Эти растворы способным обеспечить герметичность кольцевого пространства скважины и предотвращают каналообразование и развития зако-лонных флюидопроявлений, что позволяет рекомендовать их для применения в сложных случаях, когда в силу геолого-технических условий программа цементирования предусматривает большую продолжительность процесса закачки и продавки, а также длительные остановки (цементирование хвостовиков, секций раздельно спускаемых обсадных колонн и др.).

Благодаря описанному выше сочетанию технологических характеристик, связанному с синергетическим эффектом, эти ТТР практически не имеют аналогов и способны успешно решить задачу надежного разобщения пластов и предотвращения заколонных флюидопроявлений.

ТТР не теряют своих тиксотропных свойств при обработке большинством применяемых в тампонажной практике реагентов-замедлителей и ускорителей сроков схватывания, что дает возможность легко подбирать рецептуры для любых условий применения.

Для условий температур выше 120 °С описанные выше ТТР неприменимы: ТТР на основе реагетов КРК - из-за быстрой деструкции и потери тиксотропных свойств, высокостабильные ТТР - вследствие недопустимого сокращения времени загустевания и сроков схватывания. Для применения в этих условиях в НПО "Бурение" разработан комплексный реагент Крепь-В и ТТР на его основе. В качестве вяжущего для этих ТТР использованы высокотемпературные спеццементы производства ОАО НПО "Бурение" ЦТТУ-1-160 и ЦТТУ-2-160, как наиболее распространенные марки спеццементов, применяемых при цементировании высокотемпературных скважин с АВПД.

Эксперименты показали, что эти ТТР образуют высокостабильную тиксотропную структуру, сохраняющую устойчивость при длительном тер-мостатировании при максимально возможной для работающей при атмосферном давлении лабораторной установки температуре 95 °С (рис. 2): зна-

чение СР = 0 - в течение 50 мин; значение СР = 79,5 % в ходе опыта не достигается, и при наблюдаемом темпе нарастания время должно составить не менее 10 ч. (где спец. цементы- доказательства)

1 10 20 40 60 80 100 120 150 180 210 240 270 300

Время, мин

□ аКРК-75 0.9 %, В Ц = 0.37 "Крепь-В 0,3. В Ц = 0.42

Рис. 2 Зависимость степени релаксации напряжений ТТР для условий высоких температур от времени при длительном термостатировании (t = 100 °С)

При этом растворы имеют нормальные технологические параметры (табл. 2), обеспечивающие безаварийную закачку в скважину и продавку в за-трубное пространство. Но для обеспечения соответствия растекаемости раствора требованиям ГОСТ 26798.1-96 требуется более высокое В/Ц (на 0,030,09 выше по сравнению с ТТР на основе реагентов КРК).

Кроме того, при температуре 120 °С (табл. 2) и ниже наблюдается значительное (в 1,5-2,5 раза по сравнению с ТТР на основе реагентов КРК) снижение прочности камня, в связи с чем применение этого реагента в условиях указанных температур нежелательно, в этом случае предпочтительнее применять ТТР на основе реагентов КРК. ТТР на основе реагента Крепь-В рекомендованы для применения в условиях температур выше 120 °С, в которых реагенты КРК неработоспособны вследствие быстрой деструкции и потери тиксотропных свойств (рис. 2), при необходимости - совместно с замедлителем НТФ. При этом время образования тиксотропной структуры увеличивается, что позволяет подбирать рецептуры ТТР для любых температурных условий, вплоть до 250 °С. Таким образом была подобрана рецептура ТТР на основе спеццемента ЦТТУ-250 (табл. 2) для применения в условиях забойной температуры 195 'Си давления 65 МПа.

Тип Химреагенты, В/Ц ш н о о 2 е 2 б £ К к'Д о 5 ^ Водоотдача, см3/30 Степень релаксации напряжений через 2 мин, %,прт- 100°С(Гапп). Время загусте-вания на Сроки схватывания на УС-1 при и °С и Р (после Прочность через 24 ч, МПа, при 1, °С и Р, при

£ цемента % к массе цемента Р -У О 1- к С § о п мин (Вапж], 0,7 МПа) После измерения СНС, „,,н После измерения СНСюмин КЦ-3 при ОСиР, ч-мин термостатир-я по режиму), ч-мин

а начало конец изгибе сжатии

1 ЦТТУ-1-160 КРК-75 0,7 0,35 2,128 18,0 120/60 8,5 77,5 68,9 2-20 3-00 LЗ-20 7,2 16,1/16,5

2 ЦТТУ-1-160 КРК-75 0,8 0,36 2,108 18,5 120/60 10,0 69,1 58,8 3-50 4-25 4-50 6,5 15,8/15/9

3 ЦТТУ-1-160 КРК-75 0,9 0,37 2,070 18,5 120/60 12,5 62,8 51,0 5-10 6-05 6-50 5,6 15,3/15,2

4 ЦТТУ-1-160 КРК-1000,6 0,34 2,143 18,0 120/60 16,0 80,7 72,0 3-35 4-00 4-50 6,1 15,3/17,5

5 ЦТТУ-1-160 КРК-1000,7 0,35 2,123 18,5 120/60 12,0 76,3 65,5 4-10 5-10 7-00 5,6 14,4/14,7

6 ЦТТУ-1-160 КРК-1000,8 0,36 2,110 18,5 120/60 14,5 70,0 62,4 6-00 7-50 9-10 5,2 13,5/13,0

7 ЦТТУ-2-160 КРК-75 0,7 0,33 2,180 18,0 120/60 12,0 73,8 65,0 2-30 3-15 3-35 8,1 23,6/23,6

8 ЦТТУ-2-160 КРК-75 0,8 0,34 2,163 19,0 120/60 10,0 67,0 62,1 3-32 4-00 4-40 7,5 16,3/16,2

9 ЦТТУ-2-160 КРК-75 0,9 0,35 2,142 18,5 120/60 8,5 56,7 53,0 4-25 5-00 6-15 6,0 14,7/15,8

10 ЦТТУ-2-160 КРК-1000,6 0,33 2,178 18,0 120/60 14,0 80,0 70,6 4-30 6-10 7-40 8,8 20,3/20,9

11 ЦТТУ-2-160 КРК-1000,7 0,34 2,165 18,0 120/60 16,0 74,5 63,0 5-00 7-15 8-40 7,2 15,3/18,0

12 ЦТТУ-2-160 КРК-1000,8 0,35 2,143 18,0 120/60 28,0 67,9 61,3 6-20 8-50 11-00 4,8 10,8/11,9

13 ЦТТ-160 Крепь-В 0,22 НТФ 0,02 0,40 1,880 21,5 160/40 640 44 0 1-36 2-55 4-20 6,3 12,8/13,0

14 ЦТТ-160 Крепь-В 0,44 НТФ 0,04 0,40 1,870 18,5 160/40 290 0 0 4-40 6-05 7-30 3,7 8,6/8,6

15 ЦТТУ-1-160 Крепь-В 0,15 0,42 1,950 20,0 120/60 592 29 0 2-00 3-20 4-45 4,9 11,3/12,0

16 ЦТТУ-1-160 Крепь-В 0,30 0,42 1,950 19.0 120/60 380 0 0 3-48 5-30 7-15 4,4 8,5/8,9

17 ЦТТУ-1-160 Крепь-В 0,45 0,42 1,950 18,5 120/60 296 0 0 6-05 8-00 9-40 3,5 7,1/7,4

18 ЦТТУ-250 Крепь-В 0,15 НТФ 0,03 0,36 2,020 19,0 195/65 492 59 14 1-10 1-35 1-45 6,4 20,9/21,3

29 ЦТТУ-250 Крепь-В 03 НТФ 0,06 0,36 2,020 18,0 195/65 220 19 0 3-30 4-30 5-50 4,2 18,0/18,9

20 ЦТТУ-250 Крепь-В 0,40 НТФ 0,08 0,36 2,030 17,5 195/65 188 0 0 4-45 6-55 8-35 4,0 16,4/17,2

Однако одновременное введение двух регентов в сухом виде в жидкость затворения (совместное растворение) приводит к образованию белого хлопьевидного осадка (химическое взаимодействие в твердой фазе). Результаты проведенных экспериментов показали, что при этом значительно снижается прочность тиксотропной структуры и ухудшается седиментационная устойчивость раствора. Автором предложены более совершенные способы введения реагента:

- растворить Крепь-В и НТФ раздельно в разных емкостях, после чего смешать растворы;

- растворить Крепь-В и НТФ последовательно, через гидроворонку.

В обоих случаях образуется устойчивая коллоидно-дисперсная суспензия, не образующая осадка, что является нормальным состоянием реагента Крепь-В в водном растворе. Коллоидные частицы кольматируют поры тампонажного камня, что снижает его проницаемость и исключают возникновение межколонных перетоков. Растворение реагентов предложенными способами позволяет подобрать рецептуру ТТР за 1-2 эксперимента.

Таким образом, без изменения существующей технологии цементирования, только управляя свойствами тампонажных растворов (повысив се-диментационную устойчивость и снизив водоотдачу), можно значительно повысить качество разобщения пластов.

В четвертой главе приведена технология управления процессами структурообразования тампонажного раствора в период ОЗЦ с целью обеспечения герметичности в период ОЗЦ путем создания противодавления в заколонное пространство.

Создания противодавления позволяет своевременно нейтрализовать седиментационно-фильтрационные процессы, происходящие в скважине, и, таким образом, улучшить качество цементирования. Для более точного воздействия на указаные процессы необходимо выявить зависимость между пластовым давлением в напорных пластах и параметрами, измеряемыми и регулируемыми на устье скважины: величина противодавления, время от начала процесса создания противодавления, объем и плотность продавоч-ной жидкости, закачиваемой в межколонное пространство.

Автором проанализирован процесс передачи давления от устья до забоя в скважине, заполненной тампонажным раствором, до момента начала создания противодавления. На рис. 3 изображён элемент кольцевого пространства скважины высотой заполненный слабо сжимаемой технологической жидкостью (цементным раствором).

Значение высоты Ь, на которую опустится голова цементного раствора при создании в затрубном пространстве противодавления величиной Р, определим из полученного автором выражения:

11 = 0,5 •

('—-г)2 - 4- (-г)

/ , \РП-В ) \Pn-g/

(1)

Р + с1Р

Рис. 3 Расчетный элемент затрубного пространства скважины

Где р и Р - начальные значения плотности и давления в рассматриваемой точке пространства скважины, кг/м3 и Па; Кж - Модуль объемного сжатия жидкости, Па; g - ускорение свободного падения, м/с2; Ъ - глубина скважины по вертикали, м. Умножив левую и правую части (1) на Р, получим

V = 0,5 • Р ■

Ъ -

--ъ

12± ■Рп'В.

(2)

Таким образом, формула (2) связывает давление, создаваемое в кольцевом пространстве при осуществлении операции противодавления, с объемом продавочной жидкости, закачанной при выполнении данной операции. Проведя несложные преобразования, можно представить (1) и как зависимость созданного давления от давления при закачке на голову цементного раствора объема продавочной жидкости:

Приведём расчёт. Пусть продавочная жидкость - солевой раствор СаСЬ, плотностью 1250 кг/м3. Скважина глубиной 2700 м заполнена цементным раствором плотностью 1920 кг/м3 с модулем объемного сжатия 3-Ю9 Па. Площадь кольцевого сечения - 23,3-10"3 м2. Созданное на устье противодавление - 3,5-106 Па. Для этих условий имеем:

Высота столба продавочной жидкости в кольцевом пространстве:

Ь = 0,5[(

3-10 +3,5-10 1250-9,81

-2700)-. С

3-Ю9 +3,5-106 1250-9,81

-2700)2 -4(3'5"10

•2700

1250-9,81

)] = 3,18 м

Объем продавочной жидкости:

V = 3,18 ■ 23,3 ■ Ю-3 = 0,074 м3

Определив объём устьевой обвязки и суммировав его с расчетным объёмом продавочной жидкости, получаем необходимый объём закачки для создания противодавления величиной 3,5 МПа. При отсутствии утечек в

0.14 0.12 0.1 0.08 0.06 0.04 0.02

ствовать о развитии заколонного флюидопроявления из продуктивных пластов, а снижение - о поглощении пластом раствора или его жидкой фазы.

На рис. 4 представлены зависимости объёма продавочной жидкости над головой цементного раствора от величины противодавления. Из рис. 4 видно, что с увеличением модуля объёмного сжатия объём продавочной жидкости уменьшается практически линейно. Это объясняется тем, что высота столба продавочной жидкости в кольцевом пространстве составит всего лишь несколько метров, и его гидростатическое давление примерно на два порядка меньше, чем создаваемое противодавление.

V, м3

' 0.16

о

О 1 10б 2 ю6 3 ю6 4 106 5 ю6

Р, Па

Рис. 4 Зависимости объёма закачки продавочной жидкости от необходимой величины противодавления при различных модулях объемного сжатия цементного раствора I - Кж=3,5-1О9 Па; 2 - Кж=3-10Ч Па; 3 - Кж=2,5-109 Па; 4 - Кж=2-109 Па

Пренебрегая гидростатическим давлением продавочной жидкости, можно получить более простые линейные формулы, аналогичные (1) и (2):

ь = г-(1—(3) кж+р

V = (1 ———(4) К.+ Р

В случае слабосжимаемой жидкости в кольцевом пространстве формулы (3) и (4) дают небольшую погрешность, в противном случае, например, при цементировании аэрированными цементными растворами, предпочтение следует отдавать формулам (1) и (2).

Разработанная методика позволяет определять значения ряда важных параметров, таких как объем фильтрации технологических жидкостей, объем и интенсивность поглощения или флюидопроявления, рассчитать объем закачки, необходимый для предотвращения заколонных флюидопроявлений, и в конечном итоге обеспечить повышение качества крепления скважин.

В пятой главе представлены промысловые испытания и приведены результаты применения тикотропных тампонажных растворов.

При цементировании скважин с применением ТТР в Мегионском там-понажном управлении на Ачимовском и Сев.-Ореховском месторождениях получены следующие результаты. Все скважины были пробурены на пласт ЮВ1 и имели аналогичную конструкцию, включавшую 245-мм кондуктор и 146-мм эксплуатационную колонну. При цементировании применялись рецептуры ТТР, приведенные в работе. На всех скважинах, зацементированных по технологии ОАО НПО "Бурение", газонефтеводопроявления отсутствовали, Были получены высокие результаты по АКЦ (рис. 5).

0.95 -----

0,7 -1- ' -'--1- -'- -'-'--'---"

Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь

Рис. 5 Качество цементирования в МТУ (с применением ТТР)

Внедрение высокотемпературных ТТР проводилось на скв. № 1 Песчаная (ДООО "Кубаньбургаз"). Скважина была пробурена на глубину 3310 м (3144 м по вертикали), максимальный зенитный угол не превышал 23,5°, градиент пластового давления составлял 0,0213 МПа/м, градиент гидрораз-

рыва- 0,0216 МПа/м. 139,7-мм эксплуатационная колонна была спущена на глубину 3290 (3117) м и зацементирована утяжеленным ТТР плотностью 2150 кг/м3. Через 48 ч ОЗЦ было проведено геофизическое исследование (ГИС) цементного кольца методом широкополосной АКЦ (АКШ), показавшее коэффициент качества К = 0,64 по колонне и 0,86 по породе, что превышало среднестатистические показатели.

Скв. 9 Песчаная аналогичной конструкции была зацементирована по технологии ОАО НПО "Бурение" с применением ТТР. Коэффициент качества по АКШ составил всего 0,2, однако повышение давления в межколонном пространстве не наблюдалось ни после опрессовки колонны, ни при проведении работ по освоению, ни в дальнейшем в процессе эксплуатации, т.е. цементное кольцо было герметично. Такая же ситуация с качеством цементирования наблюдалась и на соседних Прибрежной, Северо-Прибрежной и Восточно-Прибрежной площадях. Заколонные флюидопроявления отсутствовали и на скв. 21 Прибрежная и 12 Северо-Прибрежная, также зацементированных с применением ТТР (коэффициенты качества соответственно 0,19 и 0,16).

В результате анализа промысловых данных установлено, что акустический метод является наиболее информативным при исследовании качества цементного кольца в скважинах, однако он не позволяет получить полную информацию о состоянии цементного кольца. С помощью стандартного АКЦ можно получить достоверную информацию по качеству сцепления цементного камня с колонной и породой и диагностировать наличие кольцевых микрозазоров при соблюдении следующих условий: скорость распространения продольных волн в породе vp < 5300 м/с; скорость распространения симметричных волн Лэмба (CBJI) по цементному кольцу 2500 < ihi < 5300 м/с; указанное ограничение может быть частично преодолено применением зондов с дипольными излучателями.

Выделение неполных кольцевых зазоров и больших каверн по искажению волновых картин возможно при рабочей частоте излучателя не ниже 10 кГц; при наиболее распространенных частотах 20-30 кГц предел разрешающей способности составляет 61-155 мм по периметру (в зависимости от скорости распространения CBJI по цементному кольцу).

Выделение мелких дефектов и каналов (крупнее 9 мм) в цементном кольце возможно с помощью АК-сканеров (с учетом описаных выше методических ограничений на их применение). Разрешающая способность сканеров также зависит от скорости распространения волны в цементном камне. Выделение дефектов и каналов размером менее 9 мм с помощью существующих средств АК невозможно.

Цементирование скважин при отсутствии АВПД дает более близкие результаты по АКЦ и герметичности заколонного пространства.

Основные выводы и рекомендации

1. Обобщены причины возникновения газонефтеводопроявлений, межпластовых перетоков, дополнены мероприятий по их предотвращению, сформулированы основные направления исследований. Доказано влияние технологии цементирования и применяемых материалов на миграцию пластовых флюидов по межколонному и заколонному пространствам.

2. Сделан теоретический анализ механизма действия химических реагентов и выбор компонентов для создания тиксотропных тампонажных растворов, повышающих их релаксационные свойства в условиях цементирования с АВПД и АНГТД.

3. Дополнены требования к тампонажным растворам, обеспечивающим герметичность заколонного пространства и отсутствие межколонных проявлений, а именно - обеспечение тиксотропных свойств тампонажных растворов с целью достижения нулевой релаксации, при сохранении всех требований определенных ранее. Подтверждена природа синергетического эффекта, возникающего при применении реагентов комплексного действия.

4. Исследованы тиксотропные свойства известных тампонажных растворов и разработаны новые тиксотропные растворы, защищенные патентом, разработаны рекомендации по их применению:

- по результатам экспериментов с известными реагентами на соответствие условию седиментационной устойчивости удовлетворяют и являются пригодными для разработки ТТР составы на основе ксантановой смолы (Rhodopol 23р) и составы на основе оксиэтилированной целлюлозы (средне-и высокомолекулярных марок). Высокостабильную тиксотропную структуру, устойчивую к релаксации напряжений, способны образовывать только составы, содержащие дополнительно к полимерному компоненту реагент-стабилизатор серии "Крепь", что является подтверждением возможности получения синергетического эффекта при совмещении в ТТР двух механизмов стабилизации дисперсных систем - усиленного вытеснительного и электростатического;

- ТТР на основе реагентов Сульфацелл и КРК, стабилизированные только по механизму усиленному вытеснительному механизму, удовлетворяют требованию соответствия условию седиментационной устойчивости и пригодны для цементирования пологих и горизонтальных стволов скважин в диапазоне температур 40-90°С, а при использовании в качестве вяжущего высокотемпературных спеццементов - до 120 °С. Недостатком этих ТТР является то, что при температурах 75 "С и выше время существования устойчивой тиксотропной структуры (CP < 79,5 %) ограничено вследствие химической и термической деструкции полимерных компонентов, в связи с чем в каждом конкретном случае необходима проверка рабочей рецептуры на соответствие времени существования устойчивой тиксотропной структуры и сроков схватывания. Положительный эффект при применении таких ТТР

может быть достигнут только в том случае, если сроки схватывания не превышают времени существования устойчивой тиксотропной структуры;

- ТТР на основе сочетания реагентов Сульфацелл и КРК с реагентом Крепь-1, благодаря синергетическому эффекту за счет совмещения усиленной вытеснительной и электростатической стабилизации, обладают значительно большим запасом устойчивости тиксотропной структуры, в связи с чем эти ТТР способны обеспечить герметичность кольцевого пространства скважины и предотвращение каналообразования и развития заколонных флюидопроявлений при большой продолжительности процесса цементирования (4 ч и более). В большинстве случаев их можно применять без проверки рабочей рецептуры на соответствие времени существования устойчивой тиксотропной структуры и сроков схватывания, в т.ч. в тех случаях, когда программа процесса цементирования предусматривает длительные остановки (цементирование хвостовиков, цементирование колонн при секционном спуске и др.), а также при необходимости приготовления составов ТТР пониженной плотности (1,70-1,80 г/см3) и облегченных. Однако для этих ТТР необходимо применение сильного замедлителя (НТФ) при подборе рецептур для условий температур выше 75 "С, что неизбежно приводит к снижению прочности камня 2-х суточного твердения на 5-20 % по сравнению с ТТР на основе реагентов Сульфацелл и КРК.

- для условий нормальных и умеренных температур вследствие значительного (до 2-2,5 раза) увеличения времени загустевания и сроков схватывания необходима замена Сульфацелла и КРК в составе ТТР на аналогичные реагенты, обладающие меньшим замедляющим действием.

- ТТР на основе реагента Крепь-В могут быть рекомендованы для применения в условиях температур выше 120°С, в которых другие виды ТТР неработоспособны вследствие быстрой деструкции и потери тиксо-тропных свойств. В условиях высоких температур эти ТТР, благодаря описанному выше синергетическому эффекту сохраняют стабильную тиксо-тропную структуру и способны обеспечить герметичность кольцевого пространства скважины и предотвращение каналообразования и развития заколонных флюидопроявлений. Относительными недостатками этих ТТР являются: необходимость использования более высокого В/Ц (на 0,03-0,09 выше по сравнению с ТТР на основе реагентов КРК) для обеспечения соответствия растекаемости раствора требованиям ГОСТ 26798.1-96, а также значительное (в 1,5-2,5 раза по сравнению с ТТР на основе реагентов КРК) снижение прочности камня при температуре 120°С и ниже, в связи с чем применение этого реагента в условиях указаных температур нежелательно, в этом случае предпочтительнее применять ТТР на основе реагентов КРК.

5. Определены эффективные способы способы растворения реагентов-структурообразователей, обеспечивающих стабильность ТТР, надежную герметичность заколонного пространства скважин и предотвращение заколонных флюидопроявлений.

6. Предложена методика расчета противодавления, определяющая взаимосвязь между основными параметрами процесса создания противодавления. Её использование позволяет определять значения ряда важных параметров, таких как объем фильтрации технологических жидкостей, объем и интенсивность поглощения или флюидопроявления, рассчитать объем закачки, необходимый для предотвращения заколонных флюидопроявлений, и в конечном итоге обеспечить повышение качества крепления скважин.

7. Суммарный годовой экономический от применения новых технологий, растворов и реагентов на месторождениях ОАО "Славнефть-Мегион-нефтегаз" составил более 2,5 млн. рублей.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих 9 работах (из них в рекомендуемых ВАК РФ рецензируемых изданиях -5 (№№ 2,4,6,7,9)):

1. Релаксационные свойства седиментационно-устойчивых тампонажных растворов для цементирования пологих скважин / Гринько Ю.В., Рябова Л.И., Мягкий Я.Б. и др.//Сб. трудов ОАО НПО "Бурение", вып. 16,2007, с. 117-128.

2. К вопросу о плотности контакта расширяющегося цементного камня с обсадными трубами /Д.Ф. Новохатский, А.Е. Нижник, Я.Б. Мягкий// Бурение и нефть, 2007, №12, с. 28-30.

3. Влияние расширяющегося цементного камня на плотность контакта с обсадными трубами /Новохатский Д.Ф., Атгараев Д.Ф., Нижник А.Е., Мягкий Я.Б.и др.//Сб. трудов ОАО НПО "Бурение", выпуск 16, 2007, с. 95-106.

4. Влияние реагентов-регуляторов сроков схватывания на свойства тампонажных растворов на шлаковой основе /Рябова Л.И., Мягкий Я.Б. и др. //Нефтяное хозяйство, 2008, № 2 , с. 38-39.

5. Управление свойствами тампонажных растворов на шлаковой основе /Кривошей A.B., Мягкий Я.Б и др.//Сб. трудов ОАО НПО "Бурение", вып. 17, 2008, с. 104-111.

6. Гринько Ю.В., Рябова Л.И., Мягкий Я.Б. Релаксационные свойства и седиментационная устойчивость тампонажных растворов для цементирования наклонных и горизонтальных скважин.//Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2009, № 7, с. 27-31.

7. Шляховой Д.С., Мягкий Я.Б., Антоненко Д.В./ К вопросу об определении взаимосвязи между параметрами противодавления в затрубном пространстве скважины в период ОЗЦ. //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2010, № 3, с. 27-31.

8. Патент РФ № 23666824 "Тиксотропный тампонажный раствор с нулевой степенью релаксации".

9. Гринько Ю.В., Рябова Л.И., Мягкий Я.Б./ Возможности и информативность акустических методов контроля качества цементирования скважин.// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2010, № 11, с. 34-42.

Подписано в печать 23.01.2012. Усл. печ. л. 1,39. Тираж 100 экз. Заказ № 12015.

Типография ООО «Просвещение-Юг» 350059 г. Краснодар, ул. Селезнева, 2. Тел./факс 239-68-30.