WWW.DISUS.RU

БЕСПЛАТНАЯ НАУЧНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

 

Исследование и разработка технологий строительства и ремонта газовых скважин ( на примере северо-ставропольского подземного хранилища газа)

На правах рукописи

басов сергей александрович

исследование и разработка технологий СТРОИТЕЛЬСТВА И РЕМОНТА ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

(на примере Северо-Ставропольского подземного хранилища газа)

Специальность 25.00.15 – Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Москва – 2009

Работа выполнена в ООО «Кавтрансгаз» Управление буровых и ремонтно-восстановительных работ

Научный консультант: - кандидат технических наук

Игнатьев В.Н.

Официальные оппоненты: - доктор технических наук

Ипполитов В.В.

- кандидат технических наук Мнацаканов А.В.

Ведущая организация: - Тюменский филиал института « СургутНИПИнефть»

Защита состоится «_____» апреля 2009 года в 14 часов на заседании диссертационного совета ДМ 002.263.01 при Научном центре нелинейной волновой механики и технологии РАН (НЦ НВМТ РАН) по адресу: г. Москва, 119991, ул. Бардина, д.4.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке НЦ НВМТ РАН по адресу: г. Москва, 119991, ул. Бардина, д.4.

Автореферат разослан........................

Ученый секретарь

диссертационного совета

д-р техн. наук А.П. Аверьянов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Бесперебойное газоснабжение основных промышленных регионов России в настоящее период невозможно без наличия подземных хранилищ газа, в связи с сезонностью его потребления. Крупнейшее в мире Северо-Ставропольское ПХГ созданное в истощенном газовом пласте регулирует сезонную неравномерность поставок, обеспечивает газоснабжение потребителей Южного федерального округа, республик Закавказья, Украины и надежность экспортных поставок. Основными проблемами эксплуатации газовых скважин ПХГ является обеспечение герметичности их заколонного пространства в течение всего периода их использования.

Исследования последних лет и научно-технические достижения в области строительства и эксплуатации скважин показывают, что перспективным направлением работ по повышению темпов и уровня добычи нефти и газа являются разработки, связанные с сохранением природных коллекторских свойств нефтегазовых пластов, формированием герметичной крепи и совершенствованием конструкций забоя скважин, как основных элементов геолого-технической системы «скважина - углеводородная залежь», технические и гидродинамические характеристики которых создают оптимальные условия эксплуатации скважин на различных стадиях разработки нефтегазовых месторождений.

Большой вклад в развитие, разработку и совершенствование методов заканчивания скважин внесли работы институтов Азиннефтехим им. М.М.Азизбекова, БашНИПИнефть, ВНИИБТ, ВНИИнефть, ВНИИКрнефть, ВолгоградНИПИнефть, ИФИНГ, ГАНГ им. И.М. Губкина, СибНИИНП, ТатНИПИнефть, УГНТУ, ТГНТУ и др.

Несмотря на это, ряд важных в научном и прикладном отношении вопросов заканчивания и ремонта скважин требуют дальнейшего развития и совершенствования на основе накопленного опыта, современных научных и технических достижений.

Анализ современного состояния работ по заканчиванию скважин, как переходного этапа от строительства горного сооружения к его длительной эксплуатации, приводит к выводу, что для дальнейшего повышения качественных и технико-экономических показателей необходимо совершенствование известных и разработка новых технологий по контролю и регулированию технического состояния ствола - герметичности и гидромеханической прочности стенок скважины в интервалах проницаемых и неустойчивых горных пород, а также восстановлению фильтровой части забоя газовых скважин ПХГ.

Эффективность эксплуатации скважин во многом зависит от конструкции забоя. На большинстве ПХГ скважины эксплуатируются гидродинамически несовершенной конструкцией забоя. Снижая потенциальный дебит скважин в прямом и обратном направлении, такие конструкции забоя осложняют производство работ по ограничению водопритоков и снижают эффективность ремонтно-восстановительных работ. Главными техническими факторами здесь становятся: негерметичность элементов составной крепи в зоне и за пределами интервала продуктивных пластов, деформация и частичное разрушение обсадных труб, а промысловыми факторами - прорыв жидкости к фильтру скважин (пластовых или закачиваемых), заколонные межпластовые перетоки и др.

В результате этого обостряются проблемы с утечками газа, с загрязнением призабойной и приствольной зон проницаемых пластов. Решению некоторых из перечисленных проблем и посвящена данная работа.

Цель работы: Обеспечение бесперебойной и безаварийной работы газовых скважин ПХГ путем создания герметичного заколонного пространства, ремонта и восстановления фильтра скважин.

Основные задачи исследований

1. Выявление основных факторов, приводящих к разгерметизации заколонного пространства и загрязнению фильтра скважин в результате суффозии продуктивных горизонтов при эксплуатации ПХГ.

2. Анализ основных технологических проблем заканчивания скважин в аномальных геолого-промысловых условиях.

3. Обоснование технологий закачивания скважин открытым или комбинированным забоем, заполненный проницаемым тампонажным камнем.

4. Усовершенствование технологии восстановления фильтровой части забоя.

5. Промысловые испытания предложенных технологий, разработка нормативной документации.

Научная новизна работы

1. Научно обоснованы и классифицированы основные факторы, приводящие к суффозии песка из продуктивных пластов ПХГ.

2. Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена возможность создания в продуктивном горизонте фильтра из проницаемого цементного камня с заданными параметрами. Объяснен механизм и химизм процесса его формирования.

3. Предложена научно обоснованная методика оценки эффективности фильтра из проницаемого цементного камня с учетом обеспечения максимального дебита газовой скважины.

Практическая ценность и реализация работы

1. Разработана рецептура тампонажной композиции и технология формирования проницаемого тампонажного камня с заранее заданными параметрами в скважинах с открытым забоем с учетом термобарических условий продуктивного пласта.

2. Разработана конструкция забоя и технология работ в неустойчивых коллекторах разработанным тампонажным раствором, проведены промысловые испытания.

Полученные разработки прошли практическую апробацию на Северо–Ставропольском ПХГ.

Апробация работы

Результаты диссертационной работы и основные положения докладывались на: научно-технических советах ООО «Кавтрансгаз» (2006-2009гг.); на научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках 8-го Всероссийского энергетического форума (г. Уфа, ИПТЭР, 2008г.); на конференции «Путь инноваций и новые технологии в газовой промышленности» (Москва, ВНИИГАЗ, 2008 г.); на 5-ой Международной научно-практической конференции «Повышение нефтеотдачи пластов и капитальный ремонт скважин» в рамках «Ашировских чтений» (Самара, Самарский ГТУ, 2008).

Публикации. Всего опубликовано 9 работ, в том числе 3 статьи в журналах, рекомендованных ВАК РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников (206 наименований) и 4 приложений. Изложена на 223 страницах машинописного текста, содержит 32 таблицы, 43 рисунка.

Содержание работы

Во введении обоснована необходимость обеспечения герметичного заколонного пространства и ремонта фильтра скважин для бесперебойной и безаварийной работы газовых скважин ПХГ, обоснована актуальность темы, поставлена цель и определены основные задачи исследования, выделены научная новизна и практическая ценность проведенных исследований.

В первом разделе изучены основные факторы межпластовых и заколонных перетоков, суффозия продуктивных горизонтов в режиме эксплуатации ПХГ.

Качественное цементирование эксплуатационных колонн и долговременное разобщение водонефтегазонасыщенных пластов при креплении является одной из главных и сложных технических проблем строительства скважин. Успешное решение этой ключевой проблемы и создание оптимальных условий для длительной эксплуатации скважин, охраны недр и окружающей среды осложняется геологическим строением углеводородных залежей, низкой эффективностью применяемых технологий цементирования обсадных колонн, режимами эксплуатации скважин ПХГ.

Геолого-технические условия эксплуатации и ремонта скважин на ПХГ и изученные в работе физико - механические свойства пластов Северо-Ставропольского ПХГ позволяют заключить, что современный уровень качества работ по формированию герметичной крепи в аномальных геолого-технических условиях не создает необходимых условий для эффективной эксплуатации скважин и, тем более, для оптимизации режимов работы скважин ПХГ. Нарушение герметичности заколонного пространства скважин в интервале продуктивных отложений уже на этапе их заканчивания и дренирования каналов фильтрации жидкости в процессе эксплуатации при одновременном росте градиента давления между нефте- и водонасыщенными пластами, создают непреодолимые трудности по восстановлению герметичности крепи и эффективному производству ОПЗ, МУН, РИР и т.д. Причем решающее влияние на геолого-технические условия эксплуатации скважин оказывает нарушение герметичности заколонного пространства из-за низких тампонажно-технических свойств портландцемента и его модификаций. Характер и степень влияния этих факторов на условия эксплуатации скважин в работе рассмотрены детально.

Другим фактором, осложняющим производство и снижающим показатели ремонтно-изоляционных работ является сама составная крепь, которая, перекрывая обсадной колонной поверхность водонасыщенных пластов, не позволяет определить их фильтрационные характеристики прямыми гидродинамическими методами, рассчитать параметры технологического процесса для проведения селективной изоляции водонасыщенных пород.

Сложные гидродинамические и технические условия проведения водоизоляционных работ обусловили разработку и развитие физико-химических методов ограничения водогазопритоков в газовые скважины. Однако следует заметить, что все методы физико-химического ограничения водопритоков имеют один общий недостаток – механизм их взаимодействия с проницаемой средой и пластовым флюидом не контролируется, а сам процесс снижения проницаемости обрабатываемого пласта не поддается эффективному управлению. С позиций системного подхода первостепенной задачей РИР является недопущение поступления пластовой воды в скважину. Успешное решение этой ключевой промысловой задачи сведет к минимуму обводненность добываемой продукции, вероятность возникновения межпластовых и заколонных перетоков пластовых и технологических жидкостей.

Другая проблема заключается в борьбе с возможными последствиями разрушения коллекторов и суффозии продуктивного горизонта.

Разрушение слабосцементированных коллекторов может происходить вследствие растворения и выноса цементирующего материала и проявления капиллярных сил в результате большого притока пластовой воды. В работе подробно рассмотрены некоторые аспекты механизма разрушения глини­стых минералов, которые цементируют основу газоносного коллектора - кварцевый песчаник. Основываясь на приведенном механизме гидратации и диспергирования цементирующих газоносный песчаник глинистых минералов, а также дейст­вии капиллярных сил, можно утверждать, что эти процессы могут быть определяющими в разрушении продуктивных коллекторов при поступлении воды.

Разрушение призабойной зоны происходит также в результате завышенной величины градиента давления на стенки скважины и скорости фильтрации флюида. Величина скорости фильтрации определяются расстоянием рассматриваемой точки поля от оси скважины. При больших значениях дебитов растягивающие усилия приводят к разрушению забоя и выносу частичек породы из скважины (или скоплению их на забое). Очевидно, чем выше дебит скважины, тем больше перепад давления на забое скважины и радиус возмущенной зоны и выше напряжения в нефтеносных горизонтах. При достижении критических растягивающих напряжений, превышающих пределы упругости пород, возможно разрушение пород с последующим выносом песка в ствол скважины.

Прочность пород на сжатие понижается в несколько раз при воздействии на продуктивный коллектор неминерализованным фильтратом промывочной жидкости. Поставлен вопрос о необходимости вскрытия продуктивных отложений безводными растворами на нефтяной основе.

Одной из основных факторов пескопроявлений, образования песчаных пробок является несоответствие выбора конструкции забоев скважин способам вскрытия. Существующие способы перфорации обсадной колонны против продуктивного пласта приводят к разрушению цементного камня, причем в значительном удалении от вскрытых участков и это доказывают результаты известных опытов, проведённых как в лабораторных так и в скважинах условиях. При перфорации колонн внутри колонны в интервале перфорации образуются мощные гидравлические удары (280 МПа и более). Причем мгновенное действие этих ударов приводит не только к разрушению цементного камня, но и к разрушению обсадной колонны. Образование продольных трещин в колонне, нарушение целостности цементного камня, нарушение плотности контакта цементный камень – порода, цементный камень – обсадная колонна приводят к выносу песка и образованию песчаных пробок.

Кроме того, при освоении скважин, как правило, производятся стимулирующие обработки призабойной зоны продуктивных горизонтов проведением солянокислотных обработок (СКО), имплозионного воздействия и т.п. Характерной особенностью этих операций является создание высоких избыточных давлений на призабойную зону продуктивных пластов – депрессий и репрессий. Депрессии при этом достигают 15-20 МПа, а репрессии 30-50 МПа. Воздействие столь высоких гидродинамических нагрузок на элементы крепи и фильтр скважины – один из главных факторов нарушения герметичности разобщения пластов в заколонном пространстве, возникновение заколонных и межпластовых перетоков пластовых флюидов, прорыва подошвенных вод к забою скважины, обводняющих добываемую продукцию и вынос песка.

Во втором разделе рассмотрены технологические проблемы заканчивания скважин в аномальных геолого-промысловых условиях на основании анализа технологий крепления ствола скважин в интервалах залегания неустойчивых коллекторов при заканчивании скважин, а также механических, физико-химических и химических методов предупреждения пескопроявлений.

Решение проблемы борьбы с выносом песка в ствол скважины связано с необходимостью предотвращения пробкообразования при испытании и эксплуатации скважин, повышения их производительности, уменьшения затрат на капитальный и текущий ремонт скважин. Изучение промыслового опыта показывает, что в настоящее время наиболее рациональными путями борьбы с выносом песка являются создание новых конструкций забоев скважин и способов вторичного вскрытия продуктивных пластов. Основные методы эксплуатации скважин с пескопроявляющими коллекторами представлены на рисунке 1.

К механическим методам относятся противопесочные фильтры различной конструкции. Это гравийно-намывные, каркасногравийные, многослойные сетчатые, гравийно-набивные и другие фильтры. Положительный опыт внедрения новых технологических процессов заканчивания скважин, основанных на бесперфораторных способах вскрытия продуктивных пластов, показал, что, придавая новые конструктивные функции обсадной колонне в интервале продуктивного разреза, безусловно, можно достичь более лучших, показателей разработки продуктивных пластов и выработки остаточных запасов. Действительно, в нефтяной практике функции регулирования разработки продуктивных пластов без использования средств перфорации, а именно, придав эти функции участку обсадной колонны, причем с заметным улучшением технико-экономических показателей технологических операций, предназначенных для тех же целей, кардинально меняет взгляд на роль обсадной колонны в скважине, открывая новые возможности последней, используя которые можно в большинстве случаев отказаться от традиционного подхода к выполнению существующих технологических операций при помощи подземного подвижного оборудования. Актуальным по нашему мнению являются бесперфораторные способы вскрытия с одновременным применением проницаемых составов для крепления пескопроявляющих пластов, обеспечивающих вторичное вскрытие в щадящем режиме и предотвращающих вынос песка.

К механическим методам относятся противопесочные фильтры различной конструкции. Это гравийно-намывные, каркасногравийные, многослойные сетчатые, гравийно-набивные и другие фильтры.

Положительный опыт внедрения новых технологических процессов заканчивания скважин, основанных на бесперфораторных способах вскрытия продуктивных пластов, показал, что, придавая новые конструктивные функции обсадной колонне в интервале продуктивного разреза, безусловно, можно достичь более лучших, показателей разработки продуктивных пластов и выработки остаточных запасов. Действительно, в нефтяной практике функции регулирования разработки продуктивных пластов без использования средств перфорации, а именно, придав эти функции участку обсадной колонны, причем с заметным





Методы эксплуатации скважин с пескопроявляющими коллекторами





















С выносом песка из скважины на поверхность

Предотвращение выноса песка
Механические








Химические Физико-химические Использование фильтров




Составы для закрепления ПЗП Использование цементов со спец.

свойствами фильтров

Коксование нефти в ПЗП Сочетание физических (Р, t…) и химических (реагенты) факторов Щелевые (проволочные, сетчатые, штампованные) Гравийные
Создаваемые на устье Создаваемые на забое (намывные)

Рисунок 1 - Методы эксплуатации скважин с пескопроявляющими коллекторами

улучшением технико-экономических показателей технологических операций, предназначенных для тех же целей, кардинально меняет взгляд на роль обсадной колонны в скважине, открывая новые возможности последней, используя которые можно в большинстве случаев отказаться от традиционного подхода к выполнению существующих технологических операций при помощи подземного подвижного оборудования. Актуальным по нашему мнению являются бесперфораторные способы вскрытия с одновременным применением проницаемых составов для крепления пескопроявляющих пластов, обеспечивающих вторичное вскрытие в щадящем режиме и предотвращающих вынос песка.

К физико-химическим относятся методы закрепления коллекторов путем коксования нефти в призабойной зоне, а также сочетание физических (температура, перепады давления и т.д.) и химических (химреагенты и продукты реакции) методов. Из известных экспериментов, проведенных в лабораторных условиях, можно сделать вывод: слабосцементированные коллекторы нефтя­ных месторождений можно с успехом крепить путем коксования, насыщающих их высоковязких нефтей, при этом оптимальная тем­пература коксования 205—215°С. Этот способ будет ближайшим резервом, предупреждающим вынос песка из пласта, не только на этапе геологоразведочных работ, но и при эксплуатации скважин, при вводе месторождений в разработку. Однако его применение требует разработки забойного теплового генератора.

Известен способ, когда в качестве наполнителя используется гранулированный полиэтилен, и после наполнения осуществляют нагрев полиэтилена теплоносителем до 130-140°С. В результате между частицами песка и гранулированного полиэтилена происходит спайка и получается прочный, высокопроницаемый барьер в прифильтровой части пласта. При этом скорость нисходящего потока должна быть не менее чем в 1,5-1,8 раза больше скорости всплывания зерен полиэтилена и осаждения песка в воде (нефти). То есть данный состав способен в покое расслаиваться на три фазы. Образующийся фильтр имеет разную проницаемость по высоте.

В целом, физико-химический метод обработки слабосцементированных пластов распространен незначительно в связи с усложнением технологии работ.

Химические методы основаны на искусственном закреплении призабойной зоны пласта (ПЗП) смолами, цементом, с соответствующими наполнителями, пластмассами и т.д., формирующими проницаемый тампонажный камень, выполняющими роль фильтра. Эти методы позволяют сохранить коллекторские свойства пласта, обеспечивают вторичное вскрытие в щадящем режиме, чем способствуют предотвращению выноса песка в скважину. Для создания за колонной в интервалах залегания продуктивных пластов проницаемых искусственных фильтров непосредственно в процессе первичного цементирования скважины используются цементно-песчаные, цементно-полимерные, материалы на основе смол, песчано-солевые, смоло-солевые и другие смеси, например с добавками нефти или пористого наполнителя, после затвердевания которого получается пористый и прочный камень. Для закрепления песков в мировой практике используют фенольные, фурановые и эпоксидные смолы.

Проведенный анализ способов предотвращения пескопроявлений показал, что успешность работ по креплению прискважинной зоны в условиях слабосцементированных коллекторов остается низкой и составляет 30-40%. причиной этого является несовершенство предлагаемых способов заканчивания скважин.

Также в работе проведено обоснование требуемой величины проницаемости фильтра. Производительность скважины, как показано ранее, определяется как проницаемостью самого продуктивного пласта, так и проницаемостью приствольной зоны пласта. Поэтому в целях обеспечения максимально возможного дебита скважины необходимо не только правильно подобрать размер проходных отверстий фильтра, но и иметь их в достаточном количестве.

Приствольная зона пласта по существующей технологии заканчивания скважин представлена перфорационным участком низа обсадной колонны и цементным камнем-фильтром, находящимся против продуктивного пласта. Их общая проницаемость и будет определять производительность скважины.

Рассмотрим приток реального газа к несовершенной газовой скважине (рисунок 2).

Продуктивный газовый пласт с проницаемостью К2 вскрывает газовая скважина обсадной колонной с перфорационными отверстиями 4, расположенными против продуктивного пласта. Между обсадной колонной и стенкой скважины размещается проницаемый цементный камень-фильтр с проницаемостью К1. Несовершенство газовой скважины определяется такими показателями, как коэффициентом несовершенства по степени вскрытия продуктивного пласта скважиной, коэффициентом несовершенства по характеру вскрытия. Несовершенство скважины по характеру вскрытия пласта определяется технологическими особенностями низа обсадной колонны (радиус и число отверстий по высоте интервала перфорации). Несовершенства скважины по степени вскрытия пласта определяется интервалом вскрытия продуктивного пласта скважиной.

В зоне I приток газа к стволу скважины радиальный и описывается уравнением:

(1)

где

(2)

Рисунок 2 - Схема призабойной зоны скважины с цементным камнем фильтром: 1 - обсадная колонна с заглушенными отверстиями -4,

2 - цементный камень-фильтр, 3 - стенка скважины,

5 - кровля продуктивного пласта; 6 - подошва продуктивного пласта

Несовершенная газовая скважина радиусом rc с цементным фильтром радиусом rц вскрывает газовый пласт толщиной h на величину b.

(3)

(4)

(5)

С1 и С2 – коэффициенты несовершенства скважины по характеру вскрытия пласта;

А и В – коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров призабойной зоны пласта и конструкции забоя скважины;

Рц - давление на цементный камень, Па;

рс – забойное давление, Па;

Q – дебит газа при Ратм и Тст, м3/сут;

Z – коэффициент сверхсжимаемости газа;

- коэффициент динамической вязкости газа при Рпл и Тпл, сП;

К1 – проницаемость фильтра, Д;

b – величина вскрытия пласта скважиной, м;

ст – плотность газа при Ратм и Тст, кг/м3;

l – коэффициент макрошероховатости цементного фильтра.

Коэффициенты С1 и С2 можно оценить по формулам:

С1=b/(nr0) С2=b2/(3n2) (6)

где, r0 – радиус полусферы (отверстия), n – число отверстий; b – высота интервала перфорации.

В зоне II имеем приток к несовершенной скважине радиусом rц. Уравнение притока можно выразить аналогично, уравнением:

(7)

где

(8)

(9)

(10)

(11)

С3 и С4 – коэффициенты несовершенства скважины по степени вскрытия продуктивного пласта.

Коэффициенты С3 и С4 определяют по формулам:

(12)

где относительное вскрытие пласта скважиной;

;

- относительный радиус скважины.

Суммируя (1) и (7) получаем уравнение для притока в целом к скважине радиусом rc :

(13)

Полученное уравнение позволяет определить зависимость дебита скважины от проницаемости фильтра (радиуса отверстий и их количества), от параметров цементного камня-фильтра (радиуса, проницаемости, высоты).

Расчет зависимости влияния проницаемости приствольного участка проводился по специально разработанной программе.

Таким образом, эффективность применения тампонажных материалов для крепления призабойной зоны скважин должна оцениваться с учетом требований сохранения оптимальных дебитов скважин в течении длительного периода эксплуатации, сокращения объема ремонтных работ и увеличения среднегодового дебита скважин, исключая разрушение продуктивного пласта и интенсивного выноса песка, предупреждения загрязнения окружающей среды.

Выполнение этих требований возможно при использовании такого тампонажного материала, который после доставки его в заколонное пространство превращается в достаточно прочный фильтр с проницаемостью, равной проницаемости продуктивного пласта или превышающей её.

Основной задачей исследования ставится получение проницаемого цементного камня-фильтра, не требующего проведения трудоемких операций по его формированию при заканчивании скважин в условиях залегания пескопроявляющих пластов с низкими и средними ФЕС и не снижающего дебит скважины.

Третий раздел посвящен исследованию и разработке технологий закачивания скважин открытым или комбинированным забоем, заполненным проницаемым тампонажным камнем. В рамках этого исследования: обоснована технология закачивания скважин открытым забоем; изложены теоретические предпосылки разработки проницаемого цементного камня-фильтра с учетом влияния на формирование его структуры водоцементного отношения, температуры и давления.

Широкому внедрению в производство гидродинамически совершенных скважин препятствует ряд факторов: многопластовость и сложнопостроенность разрабатываемых залежей, большие этажи газонефтенасыщенности, неустойчивость коллекторов, природная и техногенная аномальность геолого-промысловых условий эксплуатации скважин на различных стадиях разработки месторождений.

Анализ геолого-технических условий эксплуатации скважин, применяемых технических средств и технологий предотвращения выноса песка в скважину, позволил сформулировать требования к проницаемому камню-фильтру:

- проницаемость цементного камня фильтра должна соответствовать проницаемости продуктивного пласта;

- прочность цементного камня должна быть выше прочности породы, слагающей продуктивный пласт;

- технология создания цементного фильтра на забое должна быть проста и экономически оправдана, не требовать дополнительных технологических мероприятий на его создание;

- состав материала должен быть экологически безопасным.

Исходя из этого, предлагается в состав тампонажного раствора на основе портландцемента вводить газообразующую добавку, способную при наличии перепада давления вызывать раздвижку элементов слабой структуры по наиболее слабым местам и выходя из твердеющего тампонажного раствора образовывать сеть взаимосвязанных каналов, повышая тем самым проницаемость формирующегося цементного камня при увеличенном водоцементном отношении и наличии крупнодисперсных наполнителей в частности песок и керамзит.

В качестве газообразующей добавки многими исследователями предлагалось использование алюминиевой пудры, крупки и стружки, однако их применение сопровождается преждевременным выделением газа и ранними сроками схватывания тампонажного раствора. Использование в качестве газообразующей добавки карбоната аммония, разрушающегося при температуре, позволяет регулировать сроки формирования проницаемого цементного камня.

При введении в тампонажный раствор карбоната аммония выделение газа при относительно низких положительных температурах не происходит. Разложение добавки согласно химическому уравнению:

(NH4)2CO3 = 2 NH3+ СО2 + Н20

происходит только при температурах порядка 60°С.

Создание температуры на забое для обеспечения разложения карбоната аммония предлагается за счет использования в технологии заканчивания скважины обсадной колонны, составленной из труб с заглушками из кислоторастворимого металла.

Кислоторастворимый металл, применяемый для заглушек, должен удовлетворять следующим требованиям:

- хорошо растворяться в технической соляной или грязевой кислоте;

- обладать высокой удельной прочностью, хорошей обрабаты­ваемостью и способностью воспринимать ударные нагрузки;

- обладать достаточной химической стойкостью в технологиче­ских жидкостях (буровой раствор, пластовая вода и др.).

Анализ металлов по химической активности показывает, что вышеуказанным требованиям больше всего отвечают магний и его сплавы, отличающиеся низкой плотностью, хорошей обрабатываемостью резанием и способностью воспринимать удар­ные нагрузки. Температура плавления 650-700°С. Преимуществом магниевых сплавов является высокая удельная прочность. Предел прочности отдельных сплавов достигает 35-40 кг/см2 при плотно­сти менее 2 г/см3.

Для изготовления заглушек выбран магниевый сплав МЛ2 и МЛ3 с минимальным содержанием алюминия, а в качестве кислоты техническая соляная кислота. Поскольку металлы, расположенные в химическом ряду напряжений между магнием и водородом, вытесняют водород из растворов кислот, процесс их взаимодействия является экзотермическим, т.е. протекают с выделением энергии.

Mg + 2HCl= MgCl2 + H2 – 445,5 кДж/моль

Н= (-641,1)-2(-92,3) = -445,5 кДж/моль

на конечную температуру (тепловыделение в результате реакции) и скорость протекания реакции оказывает влияние концентрация исходных веществ и начальная температура реакции (температура окружающей среды).

Наибольшее влияние на структуру порового пространства цементного камня оказывает водоцементное отношение. Чем больше начальное водоцементное отношение, тем больше толщина водной прослойки, окружающей цементное зерно. Вода затворения в тампонажном растворе образует систему взаимосвязанных капиллярных пор, беспорядочно расположенных по всему объему цементного камня.

Суммарная пористость (П) тампонажного камня на любой стадии твердения может быть выражена

, (14)

где: В - количество жидкости затворения (воды);

Ц - количество цемента;

Q – степень гидратации;

в_ плотность воды

Поскольку в = 1000 кг/м3, то

П = В - 0.18 Q Ц (15)

Как видно, суммарная пористость цементного камня снижается с уменьшением количества первоначально взятой жидкости затворения и возрастанием степени гидратации. При этом снижается и капиллярная пористость.

Необходимое количество жидкости затворения, когда капиллярная пористость отсутствует, можно определить следующим образом.

Объем воды, вступившей в химическую реакцию (химически связанной)

(16)

Объем исходного цемента , где ц - плотность цемента.

Объем твердой фазы продуктов гидратации

, (17)

где - доля уменьшения объема химически связанной воды за счет контракции.

Тогда: (18)

Так как объем гелевых пор составляет около 30 % от объема, занимаемого продуктами гидратации, то справедливы соотношения:

и , (19)

где V в - объем гелевых пор, занимаемый водой.

Тогда суммарный объем, занимаемый продуктами гидратации, составит:

(20)

Усредненная плотность продуктов гидратации составляет 2160 кг/м3, плотность цемента 3100 кг/м3. Увеличение объема продуктов гидратации по сравнению с объемом исходного цемента составит . Увеличение объема продуктов гидратации приводит к изменению капиллярной пористости цементного камня во времени.

На любой стадии твердения справедливо соотношение:

, (21)

где W с - объем свободной воды.

Условию отсутствия капиллярных пор соответствует W с = 0.

Отсюда из выражения (21) требуемое водоцементное отношение для выполнения данного условия можно представить в виде:

(22)

Подставив в выражение (22) значения плотностей воды и цемента для условия полной гидратации имеем: В/Ц 0,4.

На практике, в целях обеспечения прокачиваемости тампонажного раствора по затрубному пространству, как правило, водоцементное отношение принимают 0.45 - 0.55. Поэтому, можно считать, что даже при полной гидратации, которая в зависимости от температурных условий достигается в течение нескольких десятков лет, в цементном камне всегда имеются капиллярные связанные между собой поры.

Изложенное показывает, что для увеличения пористости цементного камня В/Ц отношение должно быть более 0.4.

Проведены экспериментальные исследования по влиянию водоцементного отношения на формирование проницаемости цементного камня (по керосину). Установлено, что увеличение количества воды в тампонажном растворе от 40 до 80 % приводит к увеличению проницаемости образцов двухсуточного твердения, сформированных при нормальной температуре и давлении от 0,0015 до 0,0075 мД. Такое увеличение проницаемости цементного камня объясняется расклинивающим эффектом воды при увеличении количества воды затворения. Известно, что при увеличении В/Ц до 0,8 - 0,9 в камне образуется гелевидная фаза гидросиликатов, гидроалюминатов и гидроферритов кальция, которая преобладает над кристаллической фазой.

Анализируя приведенные результаты исследований, можно считать, что флюид, поступающий из пласта (либо за счет возникновения депрессии на пласт, либо по другим причинам), вытесняет жидкую фазу из капиллярных пор, выдавливая ее в проницаемые пласты. Вследствие этого, по мере затвердевания раствора, в пластовых условиях газ будет заполнять образующиеся поры и из-за нехватки воды гидратация резко замедлится, способствуя формированию проницаемой структуры цементного камня.

Также было проведено исследование влияния температуры и давления на формирование структуры цементного камня

На рисунке 3 показано изменение проницаемости сформированного цементного камня при различных температурах в течение 12, 24, 48, 96 часов. На проницаемость портландцементных образцов первостепенное влияние оказывает температура. С ее ростом проницаемость цементного камня увеличивается. Это связано с реакциями перекристаллизации. При повышении температуры растворимость кремнезема увеличивается и в результате происходит образование из высокоосновных кристаллогидратов низкоосновных. Такие фазовые переходы вызывают изменение размеров кристаллов, а, следовательно, и расстояния между ними, что в затвердевшем камне приводит к образованию пор и микротрещин. Давление при пониженных температурах способствует понижению проницаемости образцов, при высоких температурах, либо не оказывает влияния или несколько повышает ее.

Рисунок 3 Изменение проницаемости портландцементного камня при различных температурах в течении

12 часов

24 часов

48 часов

96 часов

Было проведено исследование проницаемости чистого цементного камня при фильтрации через него газа в разные сроки твердения. Наибольший интерес с целью создания проницаемого камня-фильтра в приведён­ных в работе известных экспериментах представляют сформированные образцы 1-суточного срока твердения (рисунок 4), поскольку в них возможно образование фильтрационных каналов. Возникновение их обу­словлено множеством факторов. По представлениям многих исследователей на ранней ста­дии твердения наиболее вероятна раздвижка элементов структуры по наиболее слабым участкам. Этому способствует наличие значительного количества жидкой несвязанной фазы, способной перемещаться в поровом пространстве образовавшейся структуры.

 Изменение объёмов в зависимости от времени фильтрации воздуха-30

Рисунок 4 - Изменение объёмов в зависимости от времени фильтрации воздуха через образец цементного камня 1-суточного твердения

В образце 2-суточного твердения каналы образуются в меньшей степени и возни­кают они при более высоких перепадах давления. В образце 7-суточного срока твердения фильтрационные каналы в цементном камне образуются в очень незначительном количест­ве, и образец становится слабопроницаемым для газа.

Результаты исследований влияния газообразующей добавки на свойства бездобавочного тампонажного раствора позволили оценить возможности формирования проницаемой структуры с газообразующими добавками: алюминиевой пудрой, алюминиевым порошком и карбонатом аммония в скважинных условиях. Для проведения экспериментов использовался портландцемент тампонажный ПЦТ I-50 ГОСТ 1581-96.

Сравнительная характеристика тампонажных составов и камня с использованием выше предлагаемых газообразующих добавок представлена в таблице. Их анализ позволяет сделать следующие выводы:

- газообразующие добавки на основе алюминия обеспечивают высокую проницаемость цементного камня лишь при нормальных условиях;

- процесс их приготовления характеризуется интенсивным газообразованием;

- применение карбоната аммония в качестве газообразующей добавки позволяет получить проницаемый цементный камень, как при нормальных условиях твердения, так и при повышенной температуре и давлении.

Таблица - Результаты сравнительных испытаний влияния газообразующих добавок на физико-механические свойства тампонажного раствора и цементного камня

Состав смеси, мас.% Условия твердения Плотность, кг/м3 Прочность на изгиб (2 суток), МПа Проницаемость, мД
ПЦТ I-50 Аl пудра Аl крупка (NH4)2CO3
T, °С Р, МПа
1 100 - - - 20 0,1 1860 5,9 0,005
2 100 20 15 1860 5,9 0,002
3 100 - - - 60 15 1860 6,2 0,0012
4 92 8 - - 20 0,1 1350 0,6 95
5 92 8 - - 60 15 1350 1,0 0,05
6 92 - 8 - 20 0,1 1620 1,7 470
7 92 - 8 - 60 15 1620 2,8 0,003
8 90 - - 10 20 0,1 1810 0,7 0,8
9 90 - - 10 20 15 1810 0,8 0,77
10* 90 - - 10 20 0,1 1810 0,7 1,0
11 90 - - 10 60 0,1 1810 1,6 1,2
12* 90 - - 10 60 0,1 1810 1,6 1,51
13 90 - - 10 60 15 1810 1,8 1,15
14* 90 - - 10 60 15 1810 1,8 1,42
*Примечание испытания на проницаемость проводились при температуре 60°С

- повышенная проницаемость цементного камня (0,8 мД) по сравнению с чистым цементом (0,005 мД), при нормальной температуре окружающей среды, объясняется началом протекания реакции разложения карбоната аммония уже в начале приготовления раствора из-за повышения температуры цемента при его гидратации (35°С). Об этом свидетельствует и наличие запаха аммиака в процессе перемешивания тампонажного раствора.

- увеличение проницаемости цементного камня сформированного при повышенной температуре и давлении, при фильтрации керосина через цементный камень объясняется разложением гидрокарбоната кальция образовавшегося при взаимодействии углекислого газа со свободной известью получившейся в процессе гидратации цемента.

В работе представлены результаты исследований по изучению влияния различной концентрации карбоната аммония на свойства тампонажного раствора и формирующегося камня, результаты математико-статистического анализа. Подробно изучен химизм происходящих процессов.

Также проведены исследования влияния пропанта и керамзитного песка (2-5 мм) и керамзита молотого (фракция d-0,63 мм) на проницаемость цементного камня с добавкой карбоната аммония для увеличения его проницаемости цементного камня. Результаты проведенных экспериментов показали, что использование в составе тампонажной смеси крупнодисперсных и пористых наполнителей позволяет значительно повысить проницаемость цементного камня.

Кроме того исследовано влияния карбоната аммония на выбранную по результатам предыдущих исследований тампонажную смесь (керамзит, песок, ПЦТ).

На первом этапе проводились установочные эксперименты для определения зависимости скорости протекания реакции и тепловыделения (максимальная конечная температура в результате реакции) от температуры окружающей среды (начальная температура) и количества магния. Начальная температура протекания реакции составляла 30-40 0С, что соответствует температуре на забое. Исходя из результатов эксперимента, можно сделать вывод, что максимальное увеличение температуры происходит с увеличением количества магния (в эксперименте до 1,5 г) в первые минуты реакции. Второй этап включал проведение экспериментов по определению времени протекания реакции и температуры на забое на установке, позволяющей создать условия, приближенные к пластовым (t = 30-40 °С, Р = 10 МПа).

Исследовалось также влияние 24 % соляной кислоты на растворимость магния. Результаты показали также эффективность использования кислоты данной концентрации для начальной температуры 40 °С. На рисунке 5 представлена графическая зависимость максимальной температуры и продолжительности времени тепловыделения от концентрации магния и соляной кислоты, а также начальной температуры, соответствующей температуре на забое. Время воздействия соляной кислоты определяется временем растворения заглушек и необходимым временем для разложения карбоната аммония.

Проведенные эксперименты по определению проницаемости цементного камня на тестере реакции пород 6100 показали, что фильтрация керосина при температуре 60 °С приводит к росту проницаемости в течение 60 мин, а сверх этого времени рост проницаемости незначителен. То есть, можно предположить, что разрушение карбоната аммония происходит в первый час воздействия, дальнейшее увеличение проницаемости связано с вытеснением несвязанной воды и нефти, находящихся в порах цементного камня. Поэтому, исходя из этих условий (растворения магния и разложения карбоната аммония) определено время воздействия - 90 минут.

 Зависимость продолжительности тепловыделения и максимальной-31

Рисунок 5 Зависимость продолжительности тепловыделения

и максимальной температуры от концентрации магния, соляной кислоты и начальной температуры

1 - Мg – 1,0 %, НС1-27 %, Тнач – 30 °С

2 - Мg – 1,0 %, НС1-27 %, Тнач – 40 °С

3 - Мg – 1,2 %, НС1-27 %, Тнач – 30 °С

4 - Мg – 1,2 %, НС1-27 %, Тнач – 40 °С

5 - Мg – 1,2 %, НС1-24 %, Тнач – 30 °С

6 - Мg – 1,2 %, НС1-24 %, Тнач – 40 °С

Результаты выполненных экспериментов позволили предложить количество заглушек и концентрацию соляной кислоты для фильтра диаметром 168 и 146 мм.

Таким образом, представленные в данном разделе результаты экспериментальных испытаний подтверждают выдвинутые ранее теоретические предположения и доказывают возможность создания проницаемого цементного камня-фильтра на забое. Рекомендуемый тампонажный состав: ПЦТ- 20%, песок – 40%, керамзит (0,63 мм) – 40 %, карбонат аммония - 6 %, нефть 1,6% от смеси В/Ц 0,75-0,8 цементного камня. Проницаемостью составит 70 мД.

В четвертом разделе приведены технологии ремонта, и восстановления фильтровой части забоя, в т.ч. технико-технологический комплекс по производству водоизоляционных работ с изменением конструкции фильтра эксплуатационных скважин, технологические жидкости и тампонажные растворы, методы расчета технологических параметров процесса изоляции проницаемых пород. А также приведены конструктивные, технологические параметры расширителя гидромеханического типа и результаты промысловых испытаний.

Нами предложен технико-технологический комплекс по производству водоизоляционных работ с изменением конструкции фильтра из закрытого крепью в открытый эксплуатационных скважин. В работе подробно изложены подготовительные, вспомогательные и основные взаимосвязанные, последовательно проводимые технико-технологические этапы работ, необходимые технические и технологические средства, режимы временной и долговременной изоляции пластов при обработке ствола гидромониторными струями.

Разработанные технологические схемы водоизоляции пластов эксплуатационных скважин позволяют проводить эти операции во всех геолого-технических условиях, встречающихся на практике – нижних, подошвенных, верхних и промежуточных вод, обводняющих добываемую продукцию, а также промытых зон, в результате чего формируется единая система изоляции и надежного разобщения проницаемых пластов. Кроме того, обработка кавернозных участков ствола в интервалах водоизолирующих перемычек гидромониторными струями цементных растворов обеспечивают эффективную очистку каверн от заполняющих материалов и перекрытие их цементным мостом.

Успешность большинства технологических операций, проводимых в скважине, во многом связана с соответствием типа и свойств промывочных жидкостей и тампонажных растворов геолого-техническим условиям проводимых работ. В этой связи к ним предъявляется ряд общих и специальных технологических требований при реализации разработанного метода. Поскольку основными операциями при реконструкции фильтра скважины являются фрезерование обсадной колонны, разрушение цементного кольца и временная изоляция нефтенасыщенных пластов, а работы проводятся в условиях дифференциации пластовых давлений между водо- и нефтенасыщенными пластами, применяемые промывочные жидкости кроме основных должны отвечать следующим специальным требованиям:

возможность регулирования плотности в пределах, достаточных для поддержания гидростатического давления на кровлю водонасыщенного пласта близкого к пластовому;

обладать физико-химическими свойствами избирательного воздействия на прискважинную зону углеводородо- и водонасыщенных пластов при изменяющихся гидродинамических давлениях в скважине;

структурно-механические свойства раствора при гидромониторном воздействии на проницаемые стенки скважины должны обеспечивать формирование в приствольной зоне гидроизолирующего экрана, значительно снижающего или исключающего гидродинамическое взаимодействие пласта и скважины при проведении различных операций (кроме специальных, например восстановление гидравлической связи пласта и скважины). Как показал анализ, этим требованиям наиболее полно отвечают полимерные и полимерглинистые промывочные жидкости с малым содержанием (до 6%) твердой фазы. В работе представлены рецептуры полимерных и полимерглинистых промывочных жидкостей, удовлетворяющих специальным требованиям технологии и техники реконструкции фильтра эксплуатационных скважин. При их применении реализуется ряд важных технологических эффектов:

1. Селективность воздействия на проницаемость углеводородо- и водонасыщенных пород приствольной зоны. Полимерный раствор фильтруется в водонасыщенный пласт при меньшей забойной репрессии в больших объемах и на большую глубину, чем в углеводородонасыщенный пласт. Это обеспечивает частичную или полную изоляцию водоносных пластов и сохраняет природные коллекторские свойства продуктивных.

2. Характер фильтрации раствора, приводящей к формированию в приствольной зоне закупоривающего экрана с повышенной концентрацией полимера, а на стенках скважины – тонкой и плотной глинополимерной корки. Эти физико-химические процессы приводят к повышению герметичности ствола и эффективному нарушению гидравлической связи пластов и скважины.

3. Сильно выраженная зависимость вязкости от скорости сдвига и характер структурообразования улучшают очистку забоя и ствола скважины, обеспечивают необходимую удерживающую способность раствора в статических условиях.

Рецептуры большинства полимерных и полимерглинистых промывочных жидкостей просты и включают бентонит, полимер двойного действия или два полимера, один из которых контролирует реологические и фильтрационные свойства, а второй – селективную флокуляцию.

Для производства изоляционных работ нагнетанием тампонажных смесей в призабойную зону пластов и гидромониторной обработки прискважинной поверхности используются традиционные материалы - тампонажные цементы, глинопорошок, полимеры и химреагенты – регуляторы свойств тампонажных растворов. На основе этих материалов приготавливаются различные композиции тампонажных растворов и смесей. При изоляции высокоприемистых пластов наиболее широко применяются цементные смеси с регулируемыми сроками схватывания и твердения, а также высокоструктурированные глинистые и полимерглинистые пасты и пасты – пробки.

Конкретные технологические свойства тампонажных растворов и требуемый объем, режимы обработки прискважинной и призабойной зон водонасыщенных пластов устанавливаются расчетными методами, в которых учитывается влияние на процессы изоляции фильтрационных характеристик проницаемых пород.

Отдельно рассмотрены технологии крепления призабойной зоны скважины тампонажным материалом формирующим проницаемый цементный камень-фильтр. В том числе: конструкции забоя при заканчивании скважин в слабо сцементированных пластах-коллекторах; технология крепления продуктивного пласта проницаемым тампонажным составом с карбонатом аммония; техника и технология заканчивания скважин с использованием цементного камня фильтра для предотвращения выноса песка в скважину.

Имеются следующие способы заканчивания скважин в слабосцементированных коллекторах. В неоднородном по фракционному составу пласте-кол­лекторе с глубиной залегания 1000 м при опреде­ленных условиях — отсутствии близкорасположенных напорных пластов, газовой шапки или подошвенных вод, не­обходимости создания депрессии на пласт, меньшей, чем прочность проницаемого материала, и отсутствии необхо­димости прогрева проницаемого материала - применяют конструкцию забоя, схема которой приведена на рисунке 6.

I II III

Рисунок 6 - Конструкции забоя при заканчивании скважин в

слабо сцементированных пластах - коллекторах:

1 - эксплуатационная колонна; 2 - цементное кольцо; 3 - расширенная часть ствола скважи­ны с проницаемым материалом; 4 - перфорированная потайная колонна; 5 - поверхность ис­кусственного фильтра; 6 - потайная колонна с перфо­рационными отверстиями.

Суть технологии крепления продуктивного пласта проницаемым тампонажным составом с карбонатом аммония сводится к следующему:

По окончании процесса бурения осуществляется спуск эксплуатационной колонны, обсадные трубы которой, располагающиеся в интервале продуктивного пласта заранее проперфорированы. В отверстиях установлены магниевые заглушки. Число отверстий выбирается из расчета повышения забойной температуры до требуемой для разложения карбоната аммония, но не менее числа отверстий, обеспечивающих максимально-возможную производительность скважины (устанавливается из опыта эксплуатации месторождения или расчетным методом). Процесс цементирования осуществляется практически без изменения существующей технологии прямого одноступенчатого способа цементирования, за исключением лишь того, что в состав закачиваемого тампонажного раствора включена последняя порция (в объеме равном объему затрубного пространства против продуктивного пласта) предлагаемого состава (карбонат аммония – 6%, ПЦТ-20%, керамзит - 40%, песок 40%, нефть1,6 % мл (от состава смеси), В/Ц 0,75-0,8. Последняя порция тампонажного раствора, которая будет размещена ниже продуктивного пласта должна быть представлена бездобавочным тампонажным раствором с пониженным водосодержанием (В/Т не более 0,4), особенно при наличии подошвенных вод, в целях предупреждения преждевременного обводнения. По окончании цементирования скважина выдерживается в течении времени требуемого для затвердевания тампонажного раствора. Таким образом, при взаимодействии водного раствора соляной кислоты с материалом заглушек произойдет их растворение. Температура окружающей среды в результате процесса взаимодействия увеличится. В формирующейся структуре цементного камня карбонат аммония разлагается с выделением углекислого газа и аммиака, что способствует протеканию дальнейших процессов, связанных с формированием пористой структуры цементного камня. Образующийся в результате реакции взаимодействия соляной кислоты и магния водород вызывает повышение давления в скважине. Для обеспечения притока газа из пласта и образования проницаемой структуры в цементном камне необходимо создать депрессию.

Осуществляют обвязку устья скважины устьевой арматурой и по колонне НКТ закачивают техническую соляную кислоту 27%-ной концентрации в объеме равном объему колонны в интервале от забоя до кровли продуктивного пласта. В течение 90 минут магниевые заглушки полностью растворяются в соляной кислоте. Газообразующая добавка в составе тампонажного состава разрушается. Выделившийся в результате реакции магния и соляной кислоты водород, приводит к росту давления на скважине, которое необходимо стравливать по мере роста до гидростатического. Через 90-120 минут при установлении давления в скважине равного гидростатическому необходимо снижать давление (создавать депрессию) 0,5-0,6МПа, но не более 1МПа, для предотвращения разрушения цементного камня за колонной, так как его прочность еще незначительна. Затем скважину промывают для предотвращения коррозионного воздействия соляной кислоты на трубы и цементный камень. До рН на устье не выше 7.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основании проведенного геолого-промыслового анализа неустойчивых коллекторов Северо-Ставропольского ПХГ выявлены основные факторы разрушения коллекторов и выноса песка при эксплуатации скважин в режиме отбора и закачки, проведена их классификация и рекомендовано применение цементного камня-фильтра для конкретных условий.

2. Разработана методика по оценке влияния коэффициента несовершенства по степени и характеру вскрытия продуктивного пласта на продуктивность скважины для обеспечения максимально возможного дебита скважины с учетом проницаемости цементного камня-фильтра и продуктивного пласта.

3. Доказана эффективность применения карбоната аммония в качестве газообразующей добавки для формирования проницаемой структуры цементного камня, объяснен механизм и химизм ее формирования.

4. Предложены конструкции забоя при заканчивании скважины открытым или комбинированным забоем заполнением призабойной зоны продуктивного пласта проницаемым цементным фильтром. Экспериментально подтверждена ее эффективность.

5. Усовершенствована технология восстановления фильтровой части забоя с переводом скважины из «несовершенной в «совершенную» по способу вскрытия.

6. Проведенные промысловые испытания показали перспективность разработанных мероприятий при строительстве и ремонте скважин ПХГ.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Басов С.А. К вопросу влияния проницаемости искусственного фильтра на дебит скважины /Басов С.А., Игнатьев В.Н., Султанов Д.Р. // НТЖ «Нефтяное хозяйство». М.:ВНИИОЭНГ, 200….№… С…..

2. Басов С.А. Экспериментальные исследования по созданию проницаемого фильтра на основе портландцемента /Басов С.А., Игнатьев В.Н., Султанов Д.Р. // НТЖ «Нефтяное хозяйство». М.:ВНИИОЭНГ, 200….….№… С…..

3. Басов С.А. Водоизоляционные работы с изменением конструкции фильтра скважин подземных хранилищ газа (ПХГ) / Басов С.А., Игнатьев В.Н., Султанов Д.Р. // НТЖ «Бурение и нефть». М.:ВНИИОЭНГ, 200….….№… С…..

4. Басов С.А. Перспективы применения колтюбинговой техники для ремонта скважин ООО "Кавказтрансгаз" / Басов С.А., Игнатьев В.Н., Султанов Д.Р. // Материалы 8-го Всероссийского энергетического форума, науч.-практ.конф. «Энергоэффективность. Проблемы и решения» 23 окт. 2008., г. Уфа: ИПТЭР, - С. 46-47.

5. Басов С.А. Расширение спектра колтюбинговых технологий, как метод повышения эффективности ремонта скважин / Басов С.А., Игнатьев В.Н., Султанов Д.Р. // Там же. С. 43-45.

6. Басов С.А. Системный подход к заканчиванию скважин с применением нелинейно-волновых технологий / Султанов Д.Р., Басов С.А., Игнатьев В.Н. // Материалы конференции «Путь инноваций и новые технологии в газовой промышленности» 15-16 окт. 2008, М.: ВНИИГАЗ….. - С. …

7. Басов С.А. Экспериментальные исследования по влиянию газообразующей добавки на формирование проницаемого цементного камня / Басов С.А., Игнатьев В.Н., Султанов Д.Р. // «Ашировские чтения». 5-я Междунар. науч.-практ. конф. «Повышение нефтеотдачи пластов и капитальный ремонт скважин». Материалы конференции, октябрь 2008, г. Самара: Самарский государственный технический университет. - С….

8. Басов С.А. Нетрадиционный подход к заканчиванию скважин на основе волновых технологий / Басов С.А., Ганиев С.Р., Кузнецов Р.Ю., Султанов Д.Р. // Там же. С….

9. Басов С.А. Строительство скважин многофункционального назначения / Басов С.А., Игнатьев А.В., Кузнецов Р.Ю., Султанов Д.Р. // Там же. С….

Соискатель С.А. Басов



 




<
 
2013 www.disus.ru - «Бесплатная научная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.