Партнерка на США и Канаду по недвижимости, выплаты в крипто

30% recurring commission
Выплаты в USDT
Вывод каждую неделю
Комиссия до 5 лет за каждого referral

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Применение облегченных тампонажных растворов для крепления нефтяных и газовых скважин продиктовано технологической необходимостью обеспечения качественного крепления скважины и разобщения пластов в условиях исключающих применение «чистого» тампонажного раствора.

Это обусловлено тем, что многие нефтегазовые месторождения, в том числе и в Сибири имеют в верхней части геологического разреза высокопроницаемые пласты с давлениями, близкими к гидростатическому и ниже гидростатического. Кроме того, такая же проблема возникает на месторождениях находящихся на поздней стадии разработки, и месторождениях, где отбор флюида в верхнем этаже нефтегазоносности закончен, а в нижнем только начат.

Применяющиеся в настоящее время, при цементировании скважин, облегченные тампонажные растворы плотностью 1500 – 1650 кг/м3, отвечают в своем большинстве требованиям обеспечения надежности разобщения продуктивных пластов с давлениями выше гидростатического, однако существует необходимость в разработке рецептур и технологий приготовления тампонажных растворов плотностью 1300 – 1200 кг/м3 с сохранением физико-механических свойств цементного камня, обеспечивающего герметичность и долговечность затрубного пространства скважины.

Для успешного цементирования скважин и разобщения продуктивных горизонтов в вышеуказанных, необходимо, в первую очередь, создать на пласты такое противодавление, чтобы в период образования достаточно прочного и малопроницаемого цементного камня система пласт - скважина находилась бы в равновесном состоянии.

НЕ нашли? Не то? Что вы ищете?

Равновесное состояние системы скважина – пласт в условиях низких пластовых давлений и опасности поглощений при цементировании можно поддерживать, применяя газированные тампонажные суспензии (ГТС), однако в настоящее время применение ГТС ограничено сложностью технологии и технических средств, регулирования и контроля процесса цементирования скважин, а также растворением газа в жидкости при увеличении давления. Кроме того, необходимо изучить процесс твердения ГТС, для выявления особенностей твердения последней и основных характеристик получаемого в результате твердения камня.

Цель работы. Повышение качества разобщения высокопроницаемых, низконапорных пластов, путем разработки газированных тампонажных суспензий, технологии их приготовления и применения.

Основные задачи исследований

1. Анализ геолого-технических условий крепления скважин, разобщения высокопроницаемых, низконапорных пластов и оценка состояния качества крепления скважин на месторождениях севера Западной Сибири.

2. Анализ и обобщение результатов исследований и решений по снижению плотности тампонажных суспензий

3. Обоснование, разработка состава и исследование физико-механических свойств газированой тампонажной суспензии.

4. Разработка технологии приготовления и применения газированной тампонажной суспензии.

5. Разработка нормативной документации на внедрение предложенных рекомендаций, анализ результатов опытно-промышленного внедрения.

Научная новизна

1. Обоснован и разработан состав газированной тампонажной суспензии, путем снижения растворимости и агрегатирования газовых пузырьков, обеспечивающих снижение плотности тампонажного раствора до 1250 кг/м3.

2. Изучен и объяснен механизм компенсации усадочных деформаций в при твердении газированных тампонажных суспензий.

3. Обоснована и разработана технология приготовления газированной тампонажной суспензии, основанная на смешении тампонажного раствора с пенной системой и предложена методика расчета гидравлических сопротивлений при ее применении.

Практическая ценность и реализация работы

Результаты выполненных теоретических, экспериментальных и промысловых решений и разработанные технологические приемы способствуют сокращению расходов на крепление скважин (экономия тампонажных материалов составила до 30 %, от требуемых на скважину), повышению качества крепления скважин в высокопроницаемых интервалах и пластах с низкими пластовыми давлениями.

Разработанные состав и технология приготовления испытаны при цементировании скважин № 000 и № 000 Новомостовского месторождения.

Апробация работы

Результаты проведенных исследований докладывались и обсуждались на: 6 - ой региональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых – «Новые технологии нефтегазовому региону» (Тюмень: ТюмГНГУ, 2007 г); 2-ой Всероссийской научно – практической конференции Западно-Сибирского общества молодых инженеров нефтяников при ТюмГНГУ, Society of Petroleum Engineers (SPE) – «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень 2008 г); 3-ей Всероссийской научно – практической конференции Западно-Сибирского общества молодых инженеров нефтяников при ТюмГНГУ, Society of Petroleum Engineers (SPE) – «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень 2009 г); заседаниях кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» Тюменского государственного нефтегазового университета (2007 – 2010 гг).

Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 9 печатных работ, в том числе 4 статьи в изданиях рекомендованных ВАК Российской Федерации.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 177 страницах машинописного текста, содержит 30 таблиц, 52 рисунка. Состоит из введения, 5 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 107 наименований и 3-х приложений.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, обозначены основные направления и пути решения отмеченных в ней проблем.

В первом разделе представлены результаты анализа геологических и технико-технических факторов, влияющих на качество крепления скважин Уренгойской группы месторождений, разбуриваемых филиалом «Уренгойбурение» , дано объяснение причин низкого качества крепления скважин, с дальнейшей разработкой теоретических основ для создания тампонажных растворов протностью менее 1500 кг/м3.

Геологический разрез большинства месторождений Западной Сибири характеризуется разнообразием геолого-физических и термобарических факторов (пористость, проницаемость, температура и давление), обусловливающих необходимость разработки и применения рецептур тампонажных составов для этих условий. Коллекторы в основном поровые и поровотрещинные с проницаемостью от нескольких единиц до сотен мкм2 ·10-3. В литологическом отношении породы представлены, в основном, тирригенными отложениями с различной степенью глинистости и карбонатности. Насыщенность коллекторов – вода, газ, газоконденсат и нефть. Для обеспечения требуемой, в соответствие с имеющимися руководящими документами, высоты подъема тампонажного раствора разработаны и применяются различные рецептуры облегченных тампонажных растворов с различными облегчающими добавками на минеральной основе.

Приготовление облегченных тампонажных растворов, как за рубежом, так и в России, в основном осуществляют путем сочетания вяжущего материала с добавками, имеющими значительно меньшую плотность по сравнению с первым, либо добавками или реагентами, увеличивающими водосодержание в тампонажных растворах. Круг этих материалов широк и разнообразен. Разработкой рецептур облегченных тампонажных растворов занимались и продолжают заниматься Р., А., Аль- А., К., М., И., Р., П., М., С., В., В., Х., А., Я., М., К., П., И., С., И., М., К., И., П., Б., и другие.

Анализ результатов их исследований позволил сделать следующие выводы:

- глины, перлит, ряд промышленных отходов обеспечивают понижение плотности тампонажного раствора путем увеличения водосодержания, но при этом понижается седиментационная устойчивость раствора и снижается скорость процесса его структурообразования, прочность и проницаемость цементного камня не отвечают требованиям обеспечения качества разобщения продуктивных пластов;

- использование большинства облегчающих добавок требует дополнительного введения ускорителей сроков схватывания и добавок, понижающих водоотдачу тампонажного раствора;

- применение газообразующих добавок (алюминиевая пудра и д. р.) не рентабельно, так как они дороги и дефицитны;

- использование отходов угольной промышленности, зол, малодисперсных кремнесодержащих материалов экологически опасно;

- шлифовальная пыль и асбестовое волокно содержат канцерогенные вещества;

- керамзит, углеродистые металлы, образуют нестабильные тампонажные растворы с последующим формированием камня, имеющего высокую газопроницаемость, низкие физико-механические свойства.

- микросферы (МС) в количестве от 5 до 15 % снижают плотность цементного раствора с 1860 до 1500 кг/м3, но с увеличением глубины скважин увеличивается число разрушенных частиц микросфер и в этом случае ухудшается прокачиваемость цементного раствора, неуправляемо увеличивается его плотность.

Для успешного цементирования скважин и разобщения продуктивных горизонтов в условиях аномально низких пластовых давлений необходимо в первую очередь создать на пласты такое противодавление, чтобы в период образования достаточно прочного и малопроницаемого цементного камня система пласт - скважина находилась бы в равновесном состоянии, либо в прискваженной зоне пласта должен образовываться кольматационный экран, способный препятствовать проникновению пластового флюида в структуру порового пространства твердеющего цементного камня.

Равновесное состояние системы скважина – пласт в условиях аномально низких пластовых давлений и опасности поглощений при цементировании можно поддерживать, применяя тампонажные растворы с соответствующими свойствами:

- плотность раствора должна быть 1500 кг/м3 и ниже;

- реологические параметры не должны способствовать возникновению значительных по величине гидродинамических сопротивлений;

- свойства тампонажного раствора должны препятствовать проникновению пластового флюида в кольцевое пространство при формировании цементного камня.

Снижение плотности тампонажного раствора ограничивается его сидементационной устойчивостью и физико-механическими характеристиками, формируемого из этих растворов, камня. Поэтому применение минеральных облегчающих добавок для снижения плотности тампонажного раствора ниже 1500 кг/м3, приводит к увеличению проницаемости и снижению прочности формируемого камня.

Решение данной проблемы возможно за счет газирования тампонажного раствора.

Вклад в создание рецептур газированных тампонажных суспензий и развитие технологических процессов их применения, внесли А., С., И., Ж., Х-М., С., С., П., Г., Мантман, И., Моуди, И., Саттон, Р., Хармс, Шоулдис, и др.

Ими было показано, что применение аэрированных тампонажных растворов способно решить проблему качественного крепления скважин в условиях аномально низких пластовых давлений и поглощений тампонажного раствора.

Однако причинами, препятствующими их широкому внедрению были низкие показатели прочностных характеристик цементного камня, нарушение сплошности цементного камня в заколонном пространстве, образование газовых пачек. Кроме того, был ограничен контроль кратности пены с использованием ПАВ и плотности газированного тампонажного раствора на входе и выходе из скважины при закачивании и продавливании раствора. Технология газирования тампонажных растворов воздухом имела ряд недостатков. Например, содержание в воздухе кислорода до 21 %, могло повлечь за собой, при неравномерной подаче реагента, образование нерастворенной газовой подушки и возможность взрывоопасной ситуации в результате взаимодействия с углеводородами.

Отсутствовали методы контроля плотности газированного тампонажного раствора при увеличении давления. Используемые зависимости и уравнения в большей степени были применимы для идеальных условий:

- газ не растворяется в жидкости при увеличении давления;

- реологические параметры газированной суспензии при сжатии пузырька газа и фильтрации жидкости затворения в проницаемые пласты не изменяются.

Вышеизложенное обусловило постановку цели данной работы и задач для ее реализации – разработку рецептуры газированных тампонажных суспензий, технологий их приготовления и применения.

Во втором разделе рассмотрены теоретические основы разработки рецептур газированных тампонажных суспензий, обоснованы методы исследований их свойств.

Показано, что введением в состав тампонажного раствора пены на основе воды, поверхностно-активных веществ и водорастворимого полимера (рисунок 1) возможно снижение плотности первого.

Рисунок 1 – Пузырьки газа в гидрофобной многослойной среде

Рассмотрены факторы устойчивости (стабилизации) дисперсных систем. Выявлено, что управление поверхностной энергией, структурообразованием твердеющего тампонажного раствора, а, следовательно, и физикохимией процесса являются основными путями регулирования процесса формирования ГТС и ее физико-механических свойств.

Обоснование компонентов для получения ГТС проводилось исходя из предлагаемой схемы получения ГТС (рисунок 2).

Организационная диаграмма

Рисунок 2 – Схема получения ГТС

Основу прочности ГТС составляет каркас, образованный перегородками состоящими из продуктов взаимодействия портландцемента и воды на стадии загустевания и твердения ГТС, и в этом отношении большое влияние оказывает их соотношение. В то же время структура ГТС и ее свойства зависят от реагентов стабилизирующих пузырьки газа – ПАВ и водорастворимых полимеров, способности вяжущего к твердению в присутствии вышеупомянутых компонентов.

Таким образом, в качестве вяжущего материала решено использовать тампонажный портландцемент, бездобавочный с нормированными требованиями при водоцементном отношении равном 0,44 (ГОСТ 1581-96) - ПЦТ-I-G.

Выбор ПАВ для приготовления пены, а затем и ГТС обоснован: анализом характеристик наиболее эффективных и традиционно используемых ПАВ в строительстве скважин; изучением неаддитивных свойств смесей ПАВ и полимера на свойства пены и ГТС; влиянием их на технологические свойства ГТС.

В качестве ПАВ рекомндовано было использовать смесь додецилсульфата натрия (ДДСН) и Triton X-100 (алкилфенолэтоксилат), а так же промышленно используемые в строительстве скважин Газблок и Неонол. В качестве полимера - Praestol 2530 и Tylose VHR.

При изучении свойств ГТС была принята следующая методика проведения работ:

- изучение свойств пены и выбор оптимального ее состава по параметрам устойчивости и плотности;

- изучение свойств ГТС, определение ее оптимального состава;

- изучение свойств полученного из ГТС камня и процесса его твердения.

Изучение свойств пены и ГТС проводилось с использованием приборов: «конус АзНИИ», игла «ВИКА», AUTOMAX 5 SYSTEM V1.2X, фирмы «CONTROLS s. r.l.», ультразвуковой анализатор цемента - модель 4262 UCA, ячейка расширения/усадки цемента 4268ES, фильтр-пресс высокого давления Chandler 7120, камера набора прочности Chandler 7370 фирмы Chandler Engineering Company и установка для определения проницаемости керна - TKA-209 фирмы CORETEST SYSTEMS, INC.

В третьем разделе изложены результаты анализа данных, полученных при проведении исследований.

На первой стадии экспериментальных исследований были определены наиболее эффективные сочетания ПАВ и водорастворимого полимера для создания пены, как основы ГТС. Результаты исследований устойчивости пены и концентрации ПАВ и водорастворимого полимера на плотность пены, определили следующие составы пены на водной основе:

- Х-100/ДДСН + Praestol 2530;

- газблок + Praestol 2530;

На рисунке 3 представлены зависимости плотности пены от концентрации ПАВ и водорастворимого полимера.

Плотность пены снижается с увеличением концентрации ПАВ и уменьшением содержания водорастворимого полимера.

Исследование влияния плотности пены, водосодержания и состава ГТС на ее плотность позволило выявить зависимость между плотностью ГТС, плотностью пены и ее количеством, В/Ц отношением тампонажного раствора.

Рисунок 3 – Зависимости плотности пены от концентрации реагентов

Рисунок 4 - Зависимость плотности ГТС от В/Ц отношения и плотности пены для смеси тампонажный раствор + Газблок и Praestol 2530

Ее анализ показывает, что наиболее влияющим фактором является плотность пены. Низкое влияние В/Ц отношения объясняется узким диапазоном его варьирования и большой разницей между плотностью жидкости затворения и плотностью пены. В свою очередь влияние плотности пены неоднозначно - наибольшее снижение наблюдается при плотности пены в диапазоне 180 – 250 кг/м3. Снижение плотности пены ниже 180 кг/м3 приводит даже к некоторому увеличению плотности ГТС. Это объясняется уменьшением общего количества воды, необходимой для образования тонких пленок – перегородок. Увеличение плотности пены выше 250 кг/м3 приводит к избытку жидкости и утолщению пленок пены, а следовательно к уменьшению общего объема системы и росту плотности ГТС..

Рисунок 5 - Зависимость плотности ГТС от В/Ц отношения и плотности пены для смеси тампонажный раствор + Х-100/ДДСН и Praestol 2530

Из графиков (рисунки 4,5) видно, что плотность ГТС значительно снижается при увеличении концентрации пены в составе смеси. Это связано с увеличением, вовлекаемого в состав ГТС, газа и снижением количества цементного раствора

Таким образом, наибольшее влияние на плотность ГТС оказывает плотность пены.

В уравнениях Z – плотность ГТС, Y- плотность пены, X – В/Ц отношение тампонажного раствора.

Изучено влияние В/Ц отношения тампонажного раствора на стойкость пены. Скойкость пены оценивается коэффициентом стойкости пены (С) физический смысл которого состоит в способности пены не разрушаться в цементном растворе. Он позволяет определять объем пены для приготовления необходимого объема ГТС в производственном процессе.

Коэффициент С определяется согласно следующему выражению:

, (1)

где Vпены – единичный объем пены (1 литр);

Vт– единичный объем цементного теста (1 литр);

VГТС – объем ГТС полученной в результате перемешивания единичного объема пены и единичного объема цементного теста в течении 2 минут.

Результат исследования влияния В/Ц отношения на стойкость ГТС показал, что наибольший коэффициент стойкости соответствует ГТС при В/Ц отношении тампонажного раствора 0,45 независимо от вида пенообразующего агента (рисунок 6).

Рисунок 6 – Зависимость коэффициента стойкости ГТС от В/Ц отношения тампонажного раствора с использованием пены на основе реагентов Газблок + Praestol 2530 (кривая 2) и реагентов Х-100/ДДСН + Praestol 2530 (кривая 1)

Рисунок 7 - Зависимость прочности образцов камня из ГТС от плотности тампонажного раствора с использованием пены на основе реагентов Газблок + Praestol 2530 (кривая 2) и Х-100/ДДСН + Praestol 2530 (кривая 1)

Общее количество воды в ГТС при В/Ц отношении 0,45 соответствует требуемому для поддержания пленок вокруг пузырьков газа при смешении пены и тампонажного раствора и приводит к их незначительному сокращению при перемешивании ГТС. Плотность пены при исследованиях составляла в среднем 250 кг/м3.

Проведенные исследования прочности цементного камня из ГТС на сжатие/изгиб согласно ГОСТ 26798.1-96 и ГОСТ 26798.2-96 показали, что при снижении плотности ГТС вплоть до 1250 кг/м3 прочность удовлетворяет требованиям ГОСТ (рисунок 7).

Рисунок 8 – Изменение прочности во времени, при твердении под давлением 15 МПа и температуре 40 – 45 °С

1 - для камня из бездобавочного тампонажного раствора плотностью 1900 кг/м3

2 – для камня из ГТС плотностью 1500 кг/м3

3 - для камня из ГТС плотностью 1300 кг/м3

Рисунок 9 – Изменение прочности во времени, при твердении под давлением 15 МПа и температуре 80 – 85 °С

1 - для камня из бездобавочного тампонажного раствора плотностью 1900 кг/м3

2 – для камня из ГТС плотностью 1500 кг/м3

3 - для камня из ГТС плотностью 1300 кг/м3

Анализ зависимостей прочности образцов камня ГТС от плотности тампонажного раствора показывает, что состав на основе Газблок + Praestol 2530 в большей степени удовлетворяет требованиям ОСТ по прочности облегченного тампонажного раствора.

Исследования прочности формирующегося цементного камня, во времени, на сжатие, при заданных давлении и температуре (рисунки 8, 9) показали:

- рост прочности камня в основном зависит от температуры и количества вяжущего в смеси;

- с ростом температуры, процессы гидратации портландцемента в составах ускоряются, и, как следствие ,более интенсивно происходит набор прочности. Так, при увеличении тепературы с 40 до 80 ºС прочность на сжатие через 24 ч увеличивается, для ГТС1500 – с 9,6 до 10 МПа, для ГТС1300 с 5 до 6,5 МПа;

- основной рост прочности приходится на временной промежуток от 2 до 16 ч и составляет (при температуре 40 ºС), для ГТС1500 – от 0,1 до 8,2 МПа, для ГТС1300 – 0,05 до 4,0 МПа.

В целом величины прочности для ГТС близки к прочности бездобавочного тампонажного раствора плотностью 1900 кг/м3, твердеющего в аналогичных условиях.

Оценка величины усадки/расширения ГТС проводилась при повышенных термобарических условиях. Результаты исследований представлены на рисунке 10.

Рисунок 10 – Кривые деформаций при твердении под давлением 15 МПа и температуре 40 – 45 °С для камня из:

1 - ГТС плотностью 1300 кг/м3;

2 - ГТС плотностью 1500 кг/м3;

3 - бездобавочного тампонажного раствора плотностью 1900 кг/м3.

На основании данных графика (рисунок 11) были сделаны следующие выводы:

- бездобавочный тампонажный раствор подвержен усадочным деформациям, в среднем по результатам исследований на 0,83% при твердении в заданных термобарических условиях;

- ГТС плотностью 1500 кг/м3 также склонна к усадочным деформациям, но их величина значительно меньше (в среднем 0,35%), а ГТС плотностью 1300 кг/м3 не подвержена усадочными деформациями;

- усадочные деформации, приводящие к уменьшению внешнего объема тампонажного раствора, обусловленные явлениями контракции, компенсируются упругим расширением заключенного в тампонажном камне газа.

Рисунок 11 – Зависимость величины фильтратоотдачи от времени при перепаде давления 3,5 МПа и температуре 40 – 45 °С для тампонажного раствора на основе:

1 - бездобавочного тампонажного раствора плотностью 1900 кг/м3;

2 - ГТС плотностью 1500 кг/м3;

1 - ГТС плотностью 1300 кг/м3.

Представленные на рисунке 11 данные о фильтратоотдаче ГТС и бездобавочного тампонажного раствора (при перепаде давления 3,5 МПа) сведетельствуют о затухании процесса фильтрации (в случае ГТС после 30 секунд), что хорошо видно по снижению угла наклона линий на графике.

Можно полагать, что введенный в состав полимер (Praestol 2530) способствует связыванию жидкости затворения и кольматации порового пространства формирующегося газированного камня и фильтра.

Результаты исследований газопроницаемости, представленные в таблице 1, показывают, что сформированный камень, при данных условиях испытаний, практически непроницаем.

Отсутствие фильтрации газа, через сформированный камень объясняется образованием замкнутых пор и прочностью скелета из продуктов твердения минерального вяжущего.

Таблица 1 - Результаты исследований проницаемости камня из ГТС и бездобавочного тампонажного раствора

№ образца	Плотность исходного раствора, кг/м3	Длина образ-ца, мм	Диа-метр образ-ца, мм	Перепад давления газа при тестировании, МПа	Расход газа см3/мин	Тем-пера-тура ºС	Проница-емость, мкм2·10-3
Время твердения 24 часа при давлении 15 МПа и температуре 40 ºС
1	1300	29	30	0,07	1,6	25	Не проницаем
2	1300	27	30	0,111	1,6	25	Не проницаем
3	1300	27	30	0,21	1,6	25	Не проницаем
4	1900	30	30	0,21	1,7	25	0,04
Время твердения 48 часа при давлении 15 МПа и температуре 40 ºС
1	1300	27	30	0,07	1,5	25	Не проницаем
2	1300	30	30	0,12	1,5	25	Не проницаем
3	1300	26	30	0,22	1,5	25	Не проницаем
4	1900	27	30	0,21	1,7	25	0,1

Таким образом, по результатам исследований определен следующий состав ГТС:

Организационная диаграмма

Рисунок 12 – Состав ГТС

Варьирование соотношений пены и тампонажного раствора дает возможность получать ГТС необходимой плотности, а введение в тампонажный раствор ускорителей твердения позволяет регулировать сроки схватывания ГТС.

В четвертом разделе предложена технологическая схема (рисунок 13) и описан процесс приготовления и закачивания ГТС в промысловых условиях.

Приготовление ГТС осуществляется в осреднительной емкости 2, куда тампонажный раствор подается цементировочным агрегатом 7, а пена винтовым насосом 5. Пена готовится в блоке приготовления бурового раствора буровой установки 1 с помощью имеющихся перемешивателей 6, смесительной воронки 3 и центробежного насоса 4. В первую очередь в техническую воду вводится водорастворимый полимер, после чего под перемешиватель вводится ПАВ. Подачу пены в осреднительную емкость 2 осуществляют при помощи винтового насоса 5. Его использование обусловлено конструктивной особенностью, уменьшающей эффект разрушения пены.

Рисунок 13 - Схема приготовления ГТС (1 – Емкость для приготовления пены (блок приготовления буровых растворов БУ), 2 – Осреднительная емкость для ГТС, 3 – Воронка для ввода сыпучих реагентов, 4 – Центробежный насос, 5 – Винтовой насос, 6 – Перемешиватель, 7 – Цементировочный агрегат подающий тампонажный раствор)

Проблема оценки гидравлических сопротивлений и поведения газированных растворов, будь то ГТС или азотонаполненная тампонажная система (АТС), остается и на сегодняшний день актуальной.

Для более объективной оценки, и в силу расхождения технологии цементирования АТС и ГТС, нами, на основании работ А., Г., И., С. и А., предложена методика расчета гидравлических сопротивлений, давлений и потребного количества материалов для цементирования скважин ГТС.

Предложенная методика позволяет рассчитать необходимый объем ГТС для цементирования скважины и гидравлические сопротивления при закачивании ГТС в заколонное пространство, как наиболее важном участке скважины, а так же оценочно определить гидравлические сопротивления в колонне обсадных труб для выявления максимальных давлений на цементировочной головке в процессе цементирования.

Одним из самых сложных и в то же время актуальных вопросов в современном производстве является качество. В области строительства нефтяных и газовых скважин вопрос качества наиболее трудно определим, поскольку на сегодняшний день нет четкой методики ее выявления. Под «качеством крепления скважины» следует понимать совокупность существенных признаков, особенностей и свойств формирования долговременного и надежного канала связи эксплуатационного объекта с поверхностью земли, изоляции и разобщения флюидонасыщенных пластов, укрепления неустойчивых горных пород, обеспечивающих переход скважины из состояния «горной выработки» в «инженерно-техническое сооружение» и выражаемых количественно по средствам оценки «качества технологии» и «качества крепи» применительно к данным горно-геологическим условиям.

Для повышения качества крепления скважин совместно с ГТС предложено использовать специальный изолирующий состав, задачей которого является сохранение герметичности крепи скважин в различных горногеологических условиях и мониторинг состояния крепи скважины (Патент РФ 2351629).

Рецептура изолирующего состава не является твердеющей. Стабильные в течение длительного промежутка времени свойства изолирующего состава позволяют использовать его в качестве дополнительного инструмента изоляции заколонного и межколонного пространств. Кроме того уровень размещения изолирующей жидкости можно постоянно фиксировать с помощью технических средств, и при необходимости пополнять объем изолирующей жидкости. Таким образом, имеется возможность контроля состояния крепи через затрубное пространство, и, как следствие, возможность увеличения долговечности скважин путем мониторинга качества разобщения пластов.

В пятом разделе представлены результаты внедрения состава ГТС и технологии его приготовления на скважинах № 000 и № 000 Новомостовского месторождения.

В ходе опытно – промышленного использования ГТС было выявлено:

- уменьшение расхода цемента до 30% по сравнению с применяющейся технологией;

- снижение давления продавливания в среднем на 10%;

- обеспечение необходимой герметичности, а значит качественного разобщения горных пород.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе результатов анализа геолого-технических условий и качества крепления скважин на месторождениях севера Западной Сибири выявлена и научно обоснована необходимость разработки рецептур облегченных тампонажных растворов и технологии их приготовления для разобщения высокопроницаемых пластов с низкими пластовыми давлениями.

2. Сделан вывод о невозможности снижения плотности тампонажного раствора ниже 1500 кг/м3 минеральными облегчающими добавками с сохранением необходимой для качественного разобщения пластов с АНПД прочностью и проницаемостью камня.

3. Разработана рецептура газированной тампонажной суспензии в которой снижение растворимости и агрегатирования газовых пузырьков, достигается введением в нее смеси поверхностно-активных веществ и водорастворимых полимеров.

4. Изучен процесс твердения газированной тампонажной суспензии в скважинных условиях, дано объяснение механизму компенсации усадочных деформаций в процессе твердения газированной тампонажной суспензии, а наличие замкнутых, пор доказывает отсутствие растворимости газа, заключенного в оболочку ПАВ и полимера при твердении камня под давлением.

5. Разработана технология приготовления и закачивания ГТС в промысловых условиях, предложена методика расчета гидравлических сопротивлений, отличающаяся от ранее предложенных тем, что учтены изменения свойств ГТС при увеличении давления.

6. Разработан и предложен изолирующий состав в комплексе с ГТС, обеспечивающий герметичность крепи скважины и мониторинг состояния крепи скважины.

7. Разработана инструкция по приготовлению ГТС в промысловых условиях. Экономия материалов в результате применения ГТС при креплении скважин достигает 30 % от запланированных.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих печатных работах.

1 М. К вопросу совершенствования технологии крепления скважин / В. М. Гребенщиков, В. В. Овчинников // Новые технологии – нефтегазовому региону: Материалы шестой региональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. – 190 с. С 151-154.

2 Патент РФ № 000 RU, МПК8 С09К 8/06. Изолирующий состав для герметизации межколонного и заколонного пространств скважин / В. М. Гребенщиков, В. П. Овчинников (Россия). - № 000/03; Заявлено 08.10.2007; Опубл. 10.04.2009.

3 Цементирование высокопроницаемых горизонтов с низкими пластовыми давлениями / В. М. Гребенщиков, В. П. Овчинников // Бурение & нефть, 2008. - № 4. – С. 38-40.

4 М. Потенциальные ресурсы повышения качества структуры цементного камня / В. М. Гребенщиков, Е. В. Карпов // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. 2-ая Всероссийской науч. – практ. конф. Западно-Сибирского общества молодых инженеров нефтяников при ТюмГНГУ, Society of Petroleum Engineers (SPE) – Тюмень: Издательство «Печатник». 2008. С. 80 – 84.

5 М. Теоретические предпосылки разработки рецептур обеспечивающие надежную изоляцию продуктивных пластов / В. М. Гребенщиков, А. С. Архипов, М. П. Морозов // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. 2-ая Всероссийской науч. – практ. конф. Западно-Сибирского общества молодых инженеров нефтяников при ТюмГНГУ, Society of Petroleum Engineers (SPE) – Тюмень: Издательство «Печатник». 2008. С. 102 – 108.

6 Исследования свойств газированных тампонажных растворов / В. М. Гребенщиков, В. П. Овчинников, А. Н. Борисов // Бурение & нефть, 2009.- № 2. – С. 36 – 38.

7 М. Результаты исследований технологических свойств газированных тампонажных суспензий / В. М. Гребенщиков, В. П. Овчинников // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. 3-ей Всероссийской науч. – практ. конф. Западно-Сибирского общества молодых инженеров нефтяников при ТюмГНГУ, Society of Petroleum Engineers (SPE) – Тюмень: Издательство «Печатник». 2009. – 344 с. С. 272 – 280.

8 К расчету процесса цементирования скважин газированными тампонажными суспензиями / В. М. Гребенщиков, В. П. Овчинников, Г. // Бурение и нефть. – 2009. - № 7-8.– С. 55-57.

9 Возможности и преимущества газированных тампонажных суспензий для крепления нефтяных и газовых скважин / В. М. Гребенщиков // Бурение & нефть, 2010.- № 3. – С. 10 – 12.

Основные порталы (построено редакторами)