WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 ||

В пятой главе приводятся результаты исследований по совершенствованию технологий крепления скважин на шельфах, разрезы которых, как отмечалось выше, осложнены наличием многолетнемерзлых неустойчивых терригенных пород и др. С учетом этих и других специфических особенностей строительства скважин на шельфе северных морей нами обоснованы требования к свойствам тампонажных цементов и растворов, разработана технология подготовки стволов скважин к цементированию на основе метода регулируемой кольматации.

При этом особое внимание уделено разработке облегченных тампонажных смесей, обладающих эффектом расширения.

Нами изучались составы с добавкой золы как наиболее технологичные в приготовлении. Использованная в ходе экспериментов облегчающая добавказола имела следующий химический состав: CaO –25-27%; MgO –2,5-3%, SiO235-39%, Al2O3 –10-12%; Fe2O3-4,5%; K2O=0,5-6,5%, Na2O 0,2%. В качестве расширяющих добавок применялись негашеная известь (СаО) и периклаз MgO, обожженный при температуре 1200 0С. Применительно к конкретным условиям экспериментально была получена рецептура тампонажного материала с содержанием 30-40% золы. Получаемые при этом растворы имеют плотность кг/м3, седиментационно-устойчивы и имеют расширение 0,5-0,6%. Дополнительное расширение обеспечивалось также добавкой комплексной соли, вводимой в жидкость затворения в количестве 4 - 5%.

Также была исследована возможность снижения водоотдачи облегченных тампонажных материалов. Лучшие результаты получены с использованием реагента ВПК-402 (4%), позволившего снизить водоотдачу с 450 до 90 см3/30 мин.

Кроме того, установлено, что добавка ВПК-402 улучшает реологические параметры цементного раствора и позволяет снизить гидравлические сопротивления при цементировании.

Как показывает опыт цементирования, качество крепления скважины обеспечивается не только свойствами тампонажного цемента, но и подготовкой ствола скважины к спуску и цементированию обсадных колонн. Мы полагаем, что наиболее эффективным является регулируемая кольматация. Обоснована целесообразность применения при проводке скважин в Обской губе устройств, создающих струи, пересекающиеся в горизонтальной плоскости под углом 900.

Для обеспечения фиксируемого удаления точки пересечения струй от стенки скважины и увеличения амплитуды колебаний давления рекомендовано оснащение кольматирующих устройств тремя – четырьмя центрирующими лопастями.

В шестой главе приведены результаты промысловых испытаний рекомендаций диссертационной работы по совершенствованию конструкции скважин, рецептурам буровых промывочных растворов, технологий применения регулируемой кольматации и облегченных безусадочных цементов.

Рекомендации и предложения по результатам выполненных исследований использовались при бурении скважин на шельфовых месторождениях. Широкое применение нашли ингибированные буровые растворы на основе морской воды. При морском бурении значительное распространение нашел реагент Т-80 (Т-92).

Рекомендации о целесообразности бурения под кондуктор диаметром мм долотом диаметром 311,2 мм были заложены в проекты и реализованы при строительстве разведочных скважин Северо-Каменномысская № 1 и Каноменномысская №1. При проходке стволов были применены новые технологии с промывкой буровыми растворами с введенными в них техническими полигликолями, в ряде интервалов – повышенные расходы для очистки ствола, а также использованы новые гидродинамические излучатели-кольмататоры со струями, пересекающимися в горизонтальной плоскости. Увеличение диаметра ствола под кондуктор вместо традиционно применяющегося диаметра 295,4 мм на 311,2 мм в сочетании с другими нашими разработками способствовало снижению прихватов и затяжек, потерь давления при промывке, колебаний давления при СПО, интенсивности поглощений до несущественных, экономии времени (8-10ч) на спуск обсадной колонны, улучшению качества цементирования.

Выбранный зазор между колонной и стенками скважины обеспечил снижение гидравлических потерь и поднятие цементного раствора за колонной на проектную высоту при турбулентном режиме, а также создание герметичного цементного кольца в заколонном пространстве. По данным АКЦ качество цементирования хорошее. Хорошее и удовлетворительное сцепление цементного кольца с породой и колонной составляет 80% интервала подъема цементного раствора. Заколонных газопроявлений не замечено. На скважине, законченной испытанием, получен приток газа с производительностью 800000 м3/сут.

Основные выводы и рекомендации 1. Изучением геологического строения разведуемых и разрабатываемых месторождений шельфа Баренцева (Печорская Губа) и Карского (Обская Губа) морей, анализом имеющейся информации о бурении в этих регионах установлены специфические особенности строительства скважин:

- короткий период работ и необходимость скоростного строительства скважин; проявления неустойчивости горных пород;

- недопустимо высокий уровень загущения глинистого раствора при высоких механических скоростях проходки;

- недоподъем цементного раствора, недостаточная связь цементного камня с породами стенок; высокая вероятность прихватов, посадок и затяжек инструмента и обсадных колонн; низкое качество вскрытия продуктивных пластов.

2. Обоснованы требования к составу и свойствам буровых и тампонажных растворов.

3. Разработана технология бурения с применением гидродинамических излучателей для предупреждения осложнений и повышения качества вскрытия нефтяных и газовых пластов как для условий бурения на шельфе Баренцева (толстые карбонатные и терригенные отложения), так и на шельфе Карского (терригенные отложения) морей.

4. Разработаны составы и рецептуры ингибированных карбонатных буровых растворов, включающих реагенты многофункционального назначения.

5. Разработаны ингибирующие глинистые растворы с применением высоких концентраций (до 30-40%) смесей многоатомных спиртов – полигликолей и 1,3 диоксанов, обеспечивающих предупреждение избыточного загущения раствора, качественное вскрытие продуктивных пластов благодаря предупреждению диспергирования и набухания глинистой фазы пород коллектора, ослаблению капиллярных эффектов вследствие гидрофобизации поверхности пор, снижения поверхностного натяжения на границе фильтрат бурового раствора – нефть, снижению вязкости нефти.

6. Разработаны составы тампонажных цементов, обеспечивающих получение облегченных цементных растворов с плотностью 1,6 г/см3, твердеющих при низких температурах с образованием расширяющегося до 0,5% и прочностью 1,6 … 2,0 МПа при твердении в нормальных условиях низкопроницаемого коррозионностойкого камня.

7. Разработана технология усовершенствованной гидродинамической волновой обработки стенок ствола скважины при подготовке к спуску обсадной колонны.

8. Показана целесообразность увеличения диаметра долота при бурении под промежуточную техническую колонну с 295,4 до 311,2 мм в целях снижения вероятности затяжек и прихватов инструмента, обсадной колонны.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Буровой раствор на основе морской воды для бурения на шельфе/ Э.В.Серебрянникова, Г.В.Шишкова, Р.Б.Малхасьян, А.Я. Мандель, О.Е. Зотов //Нефтяное хозяйство.- 1991. - № 10.- С. 23-24.

2. Булатов А.И., Гераськин В.Г., Мандель А.Я. Определение прочностных свойств горной породы в процессе бурения наклонно-направленных скважин и скважин с горизонтальным окончанием на Кущевском подземном хранилище газа (ПХГ) предприятия «Кубаньгазпром». СКО Российской Инженерной Академии//Гипотезы, поиск, прогнозы: Сб. научн. тр.-Краснодар, 1996 – С. 31-38.

3. Будников В.Ф., Булатов А.И., Гераськин В.Г., Злоказов А.В., Мандель А.Я., Мордовин В.А., Сутак В.М., Шостак Л.В. Некоторые задачи проектирования и управления траекторией ствола скважины с горизонтальным окончанием. СКО Российской Инженерной Академии//Гипотезы, поиск, прогнозы: Сб. научн. тр.Краснодар, 1997. – С. 71-79.

4. Макаренко П.П., Мандель А.Я., Гераськин В.Г., Проселков Е.Б. Определение площади контакта УБТ со стенкой скважины// Газовая промышленность.- 1997.

- № 1.-С. 18-20.

5.Макаренко П.П., Булатов А.И., Мандель А.Я., Гераськин В.Г. Определение объема скважины// Газовая промышленность. – 1997. - №3. –С.12-13.

6. Агзамов Ф.А., Каримов И.Н., Каримов Н.Х., Мандель А.Я. Тампонажные материалы и технология крепления скважин на морских месторождениях.//Освоение шельфа Арктических морей России. Тр. третьей международной конференции:СПб, 1997.- С..454-460.

7. Никитин Б.А., Вовк В.С., Мандель А.Я., Мирзоев Д.А. Технико- экономический доклад (ТЭД) по освоению нефтяного месторождения «Варандей море».

Там же – С.114-133.

8. Агзамов Ф.А., Каримов И.Н., Каримов Н.Х., Мандель А.Я. Расширяющие и напрягающие цементы// Освоение шельфа Арктических морей России. Тр. четвертой международной конференции:СПб, 1999.- С.39-44.

9. Никитин Б.А., Вовк В.С., Мандель А.Я., Мирзоев Д.А., Мансуров М.Н. Основные принципы обустройства месторождения «Варандей-море» - Там же. – С. 51-56.

10. Матишов Г.Г., Зуев А.Н., Сочнев О.Я., Шпарковский И.А., Вовк В.С., Рабкин В.М., Мандель А.Я. Воздействие на окружающую среду поисковооценочных работ на нефть и газ в Печорском море - Там же.- С. 384-392.

11. Шибакин С.И., Мандель А.Я. Установка гравитационных платформ на естественное основание - Там же. – С. 163-167.

12. Матишов Г.Г., Муравейко В.М., Сочнев О.Я., Шпарковский И.А., Мандель А.Я., Ефремкин И.М. Оценка возможности размещения отходов бурения на дне Печорского моря - Там же. – С. 301-308.

13. Облагораживание буровых промывочных растворов реагентами комплексного действия/ А.Я.Мандель, Б.А.Никитин, М.Р.Мавлютов и др.// Научные проблемы Волго-уральского нефтегазового региона. Технические и естественные аспекты..- Т.1.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000. - С. 55-56.

14. Разработка реагента для регулирования технологических свойств буровых растворов/ Т.Д.Дихтярь, Р.Т. Шайхутдинов, Г.В.Конесев, Р.А.Мулюков, А.Я.

Мандель // Наука и технология углеводородных дисперсных систем: Материалы Второго Международного симпозиума.- Т.1 – Уфа: Изд-во «Реактив», 2000.С. 71-73.

15. Управление свойствами безглинистого карбонатного раствора для вскрытия продуктивных пластов/ А.Я.Мандель, М.Р.Мавлютов, Г.В.Конесев, Г.К.Чуктуров.//Прогрессивные технологии в добыче нефти.- Уфа, 2000.- С.118-124.

16. Бурджибалян А.С., Мандель А.Я., Акопян Э.Б. Устройство для измерения диаметра трехлопастных элементов компоновки бурильной колонны. Заявлено 28.04.1999 № гос. рег 99108265.

17. Бурджибалян А.С., Мандель А.Я., Акопян Э.Б. Устройство для удаления промывочной жидкости из внутритрубного пространства при подъеме бурильных труб. Заявлено 21.04.1999 № гос. рег 99107613.

18. Патент на изобретение № 2138531РФ. Смазочная добавка для глинистых буровых растворов и способ ее получения. / Р.А.Мулюков, Г.В.Конесев, Л.Г.Шакиров, Т.Д.Дихтярь, Э.Л.Байназарова, М.Р.Мавлютов, А.Я.Мандель.

/Опубл. 27.09.99. //БИ.- № 27.- С.

19. Патент на изобретение № 2145580 РФ. Установка для обезжиривания и утилизации бурового шлама./ А.Я.Мандель, Э.Б.Акопян, А.С.Бурджибалян.

/Опубл. 20.02.00. //Б.И.- № 5.-С.

Соискатель Мандель А.Я.

Pages:     | 1 | 2 ||






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