WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 7 | 8 || 10 |

4. 70 р-рСаCl2 + 28 ДТ + 2эмультал + 2 БГ +10 АПТОН-РС

1150

0,8

(1,0)*

68/91

80

4,0

0,7

0,15

0,03

2,29

2,28

2,22

2,19

96,9

96,1

5. 70 р-рСаCl2 + 27 ДТ + 3 эмультал + 7 АПТОН-РС

1077

0,8

(0)*

120/120

200

9,0

0,7

0,50

0,04

2,20

2,40

2,20

2,33

100,0

97,1

6. 69 р-рСаCl2 + 26,6 ДТ + 4,4 эмультал +10 АПТОН-РС

1106

0,8

(0)*

330/335

260

9,6

0,7

0,35

0,05

2,05

2,39

1,91

2,33

93,2

97,5

Примечания. ДТ – дизтопливо; БГ–бентонитовая глина; ЭС –электростабильность, В (вольт); * – приведен %отделения ДТ от объема ИЭ за 1 сут(расслоение фаз).

С участием соискателяразработаны «Рекомендации по применениюорганоминерального реагента АПТОН-РС вкачестве наполнителя жидкостей глушения»,в которых помимо составов технологическихжидкостей с АПТОН-РС (пеноэмульсий,инвертных эмульсий и полимергликолевогораствора) приведены технологии ихприготовления и применения при ремонтескважин с АНПД на месторождениях КрайнегоСевера.

На выпуск опытныхпартий наполнителя разработаны ТУ0392-801-00158770-2006 «Органоминеральный реагент«АПТОН-РС». Технические условия», РГазпром «Рекомендациина производство и применениеорганоминерального реагента припроведении ремонтных работ в газовых игазоконденсатных скважинах», полученосанитарно-эпидемиологическое заключение,подтверждающее экологическуюбезопасность его применения.

Инвертные эмульсии снаполнителем АПТОН-РС использовались вкачестве блокирующей жидкости дляглушения скважин на Медвежьем ГКМ, апеноэмульсии с этим наполнителемприменялись для блокирования коллекторовпри глушении скважин на Вынгапуровском иКомсомольском ГМ. Применение этихблокирующих жидкостей позволило сократитьсроки освоения скважин после ремонта до2–3 сут свосстановлением их дебитов и получитьдополнительный объем углеводороднойпродукции.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результатепроведенных теоретических,экспериментальных и промысловых исследований инаучного обобщения полученных данных вобласти заканчивания и ремонта скважин решенаважная для отрасли и экономики Россиипроблема повышения объемов добычи газа, имеющаябольшое народнохозяйственное значение.

На основаниирезультатов аналитических исследованийсостояния вопросов заканчивания и ремонтаскважин в осложненных горно-геологическихусловиях (сероводородная агрессия, АВПД,АНПД) разработаны и нашли практическоеприменение тампонажные материалы итехнологические жидкости с улучшеннымифизико-механическими иструктурно-реологическими свойствами, чтоспособствует повышению качествазаканчивания и ремонта скважин ссохранением коллекторских свойствпродуктивных пластов и увеличению ихпроизводительности.

Разработаны научнообоснованные положения, обуславливающиекомплексный подход к оценке состояниякрепи скважин (цементного кольца и металлаобсадных труб), реализованные при созданииновых методов коррозионных испытаний,разработке новых сероводородостойкихцементов и ингибирующих добавок втампонажные растворы, одновременноповышающих термодинамическуюустойчивость металла и новообразованийцементного камня к воздействиюсероводорода. Научно обоснована сописанием механизма взаимодействияингредиентов разработка новыхтехнологических жидкостей длязаканчивания и ремонта скважин восложненных горно-геологическихусловиях.

1. Аналитическимиисследованиями установлено, что одной изосновных причин потери продуктивности скважинявляется необоснованный подход кприменениютехнологических жидкостей длязаканчивания и ремонта скважин.Использование технологических жидкостей безучета их физико-химических характеристик игеолого-физических особенностейколлекторов приводит к ухудшению ФЕСпоследних,резкому снижению производительностискважин.

2. Разработаны методыкоррозионных испытаний, в т.ч. вусловиях, приближенных к условиям скважинпо температуре, давлению и концентрациисероводорода, позволяющие реально оценитьсвойства цементного камня с позиций егоустойчивости к воздействию сероводородныхагрессивных сред.

Изучен механизмсероводородной коррозии цементного камняиз различных вяжущих. Экспресс-методомустановлены коэффициенты активноститампонажных цементов к взаимодействию ссероводородом, определены коэффициентыкоррозионной стойкости цементного камня вусловиях, имитирующих термобарическиеусловия скважин.

3. Наосновании экспериментальных исследованийи опытно-промышленных испытанийразработаны коррозионно-стойкие цементы(НКИ-и, НП-и, ПЦТ I-100 + ЦПУ, ПЦТ I-100 +сидеритовая руда) и ингибированныетампонажные растворы, применение которыхпри цементировании сероводородсодержащихскважин повышает надежность ихкрепи.

При тверденииингибированных тампонажных растворовобразуется цементное кольцо повышеннойкоррозионной стойкости, обеспечивающееэффективную защиту внешней поверхностиобсадных труб от сероводороднойкоррозии.

4. Определено, что высокие защитныесвойства в тампонажных растворахсохраняют водорастворимые ингибиторыпленочного типа на основе морфолина,обладающие термостойкостью, хорошейсорбционной способностью и химическойсовместимостью со щелочной средой поровойжидкости цементного камня. В наибольшейстепени этим требованиям отвечаетингибитор ВФПМ.

5. Выявлено, что дляобеспечения высокой степени защитыметалла концентрация ингибитора ВФПМ впоровой жидкости цементного камня должнабыть не менее 0,7 %. С учетом адсорбции ингибитора наповерхности гидратных новообразований егосодержание в воде затворения для различныхтипов цементов находится в пределах 1,3– 2,2 %.

6. Для цементированияскважин с содержанием сероводорода вфлюиде пласта 625 %при повышенных и высокихтемпературах следует применять тампонажныематериалы на шлаковой основе (ШПЦС-120и ШПЦС-200), смеси ПЦТ I-100 + ЦПУ, ПЦТ I-100 +сидеритовая руда с 0,61,1 % ингибитора ВФПМили его аналогов от массы цемента, а такжеингибированные при изготовлении цементыНКИ.

Для регулированиятехнологических свойств ингибированныхтампонажных растворов рекомендуетсяиспользовать химические реагенты и ихкомбинации, не ухудшающие эффективностидействия ингибиторов (мас. %): декстрин (0,10– 0,70); хромпик(0,05 – 0,50); СДБ(0,10 – 0,30); КМЦ(0,10 –0,25).

Для креплениямалосернистых скважин с умереннымитемпературами может использоватьсяпортландцемент с разработаннымикомплексными ингибирующими добавками наоснове морфолина.

7. Разработаны составыингибированных тампонажных растворов икомплексные ингибиторы для применения вразличных термобарических условиях,применение которых повышает качествокрепления сероводородсодержащихскважин.

Разработанныекоррозионно-стойкие цементы иингибированные тампонажные растворывнедрены при креплениисероводородсодержащих скважинАстраханского ГКМ, месторожденийСаман-Тепе и Советабад в ВосточнойТуркмении.

8. Подтверждено, чтокачество разобщения пластовопределяется как комплексомтехнологических мероприятий в процессецементирования, так и физико-химическимисвойствами применяемых буровых итампонажных растворов. Несоответствиеуказанных факторов горно-геологическимусловиям приводит к осложнениям, негативновлияющим на создание качественной крепискважин.

9. Для регулированиясвойств цементных растворовфизико-химическими методами разработаныкомплексные реагенты, использованиекоторых позволяет снизить водоотдачу,повысить седиментационную устойчивость итиксотропию тампонажных растворов,повысить прочность и снизитьгазопроницаемость цементного камня.Применены при цементировании скважинСеверо-Ставропольского ПХГ.

10. Сцелью изоляции водопритоков разработаны и внедрены составытампонажныхрастворов для установки изоляционныхмостов в газовых и газоконденсатных скважинах, вт.ч. в условиях АНПД. Применениекомплексных реагентов в тампонажныхрастворах обусловливает их низкуюфильтрацию и седиментацию, повышеннуютиксотропию, снижение пористости,получение плотного малопроницаемогоконгломерата цементного камня,обеспечивающего прочный контакт сограничивающими поверхностями металлаобсадных труб и горной породы.

11. Установлено, чтопосле ремонтно-изоляционных работ посуществующей технологии происходитснижение дебита скважин на 50–60 % от доремонтного.Разработаны и внедрены на месторожденияхЗападной Сибири тампонажные растворы скомплексным реагентом и новая технологияизоляции подошвенных водопритоков вусловиях АНПД газовых скважин спредварительным блокированиемпродуктивного горизонта, позволяющаясохранить его коллекторские свойства иповысить производительностьскважин.

12. На основеполисахаридного комплексаСараксан-Т–КМК БУР2 разработаны биополимерныежидкости пониженной плотности спсевдопластическими иантифильтрационными свойствами дляглушения скважин в условиях АНПД,способствующие сохранению проницаемостиколлекторов.

Получены кривые течения(реограммы) и уравнения, описывающиереологическое поведение разработанныхбиополимерных систем степенной модельюОствальда – деВаале. Высокая псевдопластичностьбиополимерных жидкостей расширяет областьих применения: эти системы могутиспользоваться для вскрытия продуктивныхпластов при бурении скважин в осложненныхусловиях, в том числе горизонтальных инаклонно-направленных, а также бурениябоковых стволов и освоения скважин.

13. В результатепроведенного анализа применения жидкостейглушения при проведении РВР в скважинах сАНПД предприятий ОАО «Газпром»установлена целесообразностьиспользования волокнистых материалов, вт.ч. растительного происхождения, вкачестве наполнителей блокирующихжидкостей, что обеспечивает сохранение ФЕСпродуктивных пластов.

14. Разработанынаполнители: из отходовсельскохозяйственного производства– травянаямука; из модифицированного щелочной иполимерной добавками торфа – Целлотон-РС,АПТОН-РС, а также жидкости глушения с этиминаполнителями – пеноэмульсии на основенезамерзающей пенообразующей жидкости иинвертные системы с высокимиантифильтрационными,структурно-реологичес-кими, блокирующимисвойствами и низким давлениемдеблокирования пласта, применение которыхпри глушении скважин в условиях АНПДспособствует сохранению коллекторскихсвойств продуктивных пластов и повышениюпроизводительности скважин.

15. Определено, что дляобеспечения высоких технологическихпоказателей блокирующих жидкостей снаполнителями технология их приготовлениядолжна осуществляться с учетомхимического состава входящих внаполнитель ингредиентов с целью егоадаптации к составужидкости-носителя.

Рекомендованытехнологии приготовления блокирующихжидкостей на основе пеноэмульсий снаполнителями из модифицированного торфаразличного состава и травяной муки.

16. Опытно-промышленные испытания ивнедрение разработок, направленных наповышение качества заканчивания и ремонтаскважин, проведены на скважинах б. ПО«Астраханьгазпром», «Туркменгазпром», ООО"Уренгойгазпром", "Тюментрансгаз","Ноябрьскгаздобыча", "Ямбурггаздобыча","Надымгазпром", "Кавказтрансгаз", "ГазпромПХГ". Экономический эффект при этомсоставил 555,9 млн. рублей.

Основноесодержание диссертационной работы опубликовано в 160 печатных работах,в том числе 46 авторских свидетельствах ипатентах на изобретения. Соискателемприводятся некоторые из них, включая 2обзора (№ 11, 35) и 26 работ (№ 2, 3, 5–9, 12, 14–16, 18–23, 25, 34, 36–42), опубликованных врекомендуемых ВАК РФ рецензируемыхизданиях:

  1. Перейма А.А. Цемент тампонажныйсероводородостойкий НКИ и НП // РНТС. Сер.Бурение газовых и морских нефтяныхскважин. – М.:ВНИИЭгазпром, 1982. – Вып. 6. – С. 23–24.
  2. Экспресс-методоценки активности тампонажных материаловк сероводороду / Ю.И. Петраков, А.А. Перейма,В.И. Зубков и др. // Нефтяное хозяйство.– 1983. – № 4. – С. 67–68.
  3. Метод исследования коррозионнойстойкости тампонажных материалов приповышенных температурах и давлениях / Ю.И.Петраков, А.А. Перейма, Г.Д. Дибров и др. //Нефтяное хозяйство. – 1984. – №1. – С. 18–21.
  4. Применение коррозионностойкихтампонажных растворов для крепленияскважин с сероводродосодержащейпродукцией / А.А. Перейма, Ю.И. Петраков, Л.А.Крепкая, В.Ф. Волошин // Тез. докл. VI Республ.конфер. по физико-химии, технологииполучения и применения промывочныхжидкостей, дисперсных систем и тампонажныхрастворов. –Киев: ИКХХВ АН УССР, 1985. – С. 106–107.
  5. Перейма А.А., Петраков Ю.И. Влияниедобавок химреагентов на защитные свойстваингибированных тампонажных растворов //Экспр.-инф. Сер. Бурение. – М.: ВНИИОЭНГ, 1985.– Вып. 9. – С. 14–17.
  6. Петраков Ю.И., Перейма А.А., ЗаручаевГ.И. Совершенствование крепления скважинна Астраханском ГКМ // Газоваяпромышленность. – 1985. –№ 9. – С.26.
  7. Коррозионная стойкость цементногокамня в сероводородных средах / А.А.Перейма, Ю.И. Петраков, С.Б. Трусов и др. //Нефтяное хозяйство. – 1986. –№3. – С.29–32.
  8. Применение ингибированныхтампонажных растворов / А.А. Перейма, Ю.И.Петраков, В.Ф. Волошин и др. // Газоваяпромышленность. – 1986. – №12. – С. 38–39.
  9. Петраков Ю.И., Перейма А.А. Повышениенадежности крепления скважин в условияхсероводородной агрессии // Газоваяпромышленность. – 1987. – №6 – С. 14–16.
  10. Перейма А.А., Петраков Ю.И., ПерцеваЛ.В. Ингибированный тампонажный раствор //Тез. докл. VIII научн-практ. конф."Совершенствование технологии буренияскважин в осложненных горно-геологическихусловиях Восточной Туркмении". – Ашхабад: ТуркменНИИНТИ, 1988. – С. 29–30.
  11. Перейма А.А., Петраков Ю.И. Путипредотвращения сероводородной коррозии вцелях повышения надежности идолговечности скважин // Обз. инф. Сер.Коррозия и защита сооружений в газовойпромышленности. – М.: ВНИИЭгазпром, 1988. – Вып. 3. – 19 с.
  12. Перейма А.А.
    Pages:     | 1 |   ...   | 7 | 8 || 10 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»