WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!


 

Открытое акционерное общество
«Северо-Кавказский научно-Исследовательский

проектный институт природных газов»

(ОАО «СевКавНИПИгаз»)

На правах рукописи

ПЕРЕЙМА Алла Алексеевна

РАЗРАБОТКА ТАМПОНАЖНЫХ МАТЕРИАЛОВ И

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ

И РЕМОНТА СКВАЖИН В ОСЛОЖНЕННЫХ

ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

Специальность  25.00.15 – Технология бурения и освоения скважин

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

Ставрополь 2009

Работа выполнена

в Открытом акционерном обществе «Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов»

(ОАО «СевКавНИПИгаз»)

Научный консультант        доктор технических наук, профессор

Гасумов  Рамиз Алиевич

Официальные оппоненты:  Заслуженный  деятель  науки  РФ

доктор технических наук, профессор

                 Ашрафьян Микиша Огостинович

       доктор технических наук, профессор

Агзамов Фарит  Акрамович

доктор технических наук, профессор

Третьяк Александр Яковлевич

Ведущее предприятие:        ООО «Бургаз» ф. «Кубаньбургаз»

Защита состоится «___»  __________  2009 г.  в 10 часов на заседании диссертационного совета Д 222.019.01 при ОАО «Научно-производственное объединение (НПО) «Бурение» по адресу: 350063, г. Краснодар, ул. Мира, 34.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «НПО «Бурение».

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью организации, просим направлять ученому секретарю диссертационного совета по указанному выше адресу.

Автореферат разослан  «___»  __________  2009 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор технических наук        Л.И. Рябова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Ускорение технического прогресса и экономики Российской Федерации в значительной степени зависит от темпов развития газовой промышленности, являющейся одной из ключевых отраслей топливно-энергетического комплекса страны. Согласно прогнозу, к 2010 г. годовой объем добычи газа в минимальном варианте может составить 780 млрд. м3, а доля газа в топливно-энергетическом балансе страны  – около 60 %.

Обеспечение роста добычи газа зависит как от сокращения сроков разведки и освоения новых месторождений, так и от более полного использования эксплуатационного фонда скважин месторождений, находящихся в разработке.

Вовлечение в разработку новых месторождений, в том числе со специфическими условиями заканчивания скважин: АВПД, наличие в газе сероводорода (таких в РФ открыто 162), – где цементирование скважин сопровождается осложнениями, требует разработки новых тампонажных материалов и растворов с соответствующими этим условиям свойствами.

Очевиден тот факт, что обеспечение надежного изоляционного комплекса скважин с наличием в продукции сероводорода представляет определенные трудности из-за его чрезвычайно агрессивного влияния как на состояние цементного камня, так и контактирующего с последним металла обсадных труб, с поверхностью которых газ взаимодействует из-за некачественного цементирования или проникновения в результате капиллярно-пористой структуры цементного кольца.

Ассортимент коррозионно-стойких в сероводородных средах цементов и тампонажных растворов невелик, исчерпывается несколькими видами. При этом повышение сероводородостойкости цементного камня путем введения кольматирующих добавок и снижения за счет этого его проницаемости не решает проблемы качественного крепления скважин с обеспечением длительного периода их эксплуатации, поскольку с течением времени цементный камень при действии сероводорода разрушается, и особенно быстро при таком его высоком содержании в газе, как на Астраханском ГКМ (до 25 об. %). В связи с этим актуален вопрос разработки тампонажных материалов с новым химико-минералогическим составом, при твердении которых образуется цементный камень с высокой стойкостью к воздействию агрессивных сероводородных сред.

Применение коррозионно-стойких тампонажных материалов при цементировании скважин в условиях сероводородной агрессии является лишь частью решения проблемы повышения надежности крепи, так как коррозионно-стойкий цементный камень, представленный низкоосновными минералами и имеющий пониженное значение рН поровой жидкости, не обеспечивает устойчивого состояния металлоконструкций при действии сероводорода. Поэтому особую актуальность представляет комплексное решение задачи: получение цементного кольца повышенной коррозионной стойкости и одновременное обеспечение эффективной защиты поверхности обсадных труб от сероводородной коррозии.

В связи с отсутствием методов коррозионных испытаний цементного камня в сероводородных средах с учетом термобарических условий скважин для объективной оценки коррозионной стойкости цементного кольца в реальных скважинах актуальным является вопрос разработки устройств и способов для проведения таких исследований.

Нерешенной остается задача качественного разобщения пластов при строительстве газовых и газоконденсатных скважин месторождений и ПХГ, наиболее распространенным осложнением которого являются заколонные флюидопроявления. Практика показывает, что одной из основных причин этого является применение тампонажных растворов, технологические свойства которых требуют совершенствования. Поэтому модифицирование тампонажных растворов физико-химическими методами, например, обработкой комплексными реагентами с целью придания меньшей водопотребности, получения седиментационно-устойчивых тиксотропных систем с антифильтрационными свойствами, является малозатратным и перспективным направлением.

Учитывая, что важное место в выполнении программы обеспечения роста добычи газа занимают работы по повышению эффективности разработки истощенных месторождений, направленные на максимальное извлечение углеводородного сырья из недр и соответственное увеличение конечного коэффициента газоконденсатоотдачи месторождений, чрезвычайно актуальной является задача повышения качества ремонтных работ газовых и газоконденсатных скважин. Так как  большинство месторождений находится на завершающей стадии разработки, характеризующейся АНПД и обводнением скважин, целесообразным в направлении повышения качества ремонтно-восстановительных работ (РВР) таких скважин является применение технологических жидкостей, в том числе жидкостей глушения, минимально воздействующих на продуктивный пласт и способствующих сохранению его фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС).

Поскольку предлагаемая диссертационная работа посвящена решению вышеназванных проблем, ее тема является актуальной и перспективной, а разработка тампонажных материалов и технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин в осложненных условиях имеет важное народнохозяйственное значение.

Целью работы является повышение качества заканчивания и ремонта скважин в осложненных горно-геологических условиях путем применения тампонажных материалов и технологических жидкостей, обеспечивающих сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов и увеличение производительности скважин.

В соответствии с поставленной целью необходимо решение следующих основных задач:

1. Изучение влияния технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин на коллекторские свойства продуктивных пластов.

2. Изучение влияния сероводорода на крепь скважины.

3. Разработка методов коррозионных испытаний.

4. Исследования сероводородостойкости тампонажных цементов.

5. Разработка коррозионно-стойких тампонажных материалов и ингибированных цементных растворов для крепления скважин в условиях сероводородной агрессии.

6. Разработка комплексных реагентов и тиксотропных тампонажных растворов для повышения качества разобщения пластов при заканчивании и ремонте скважин.

7. Разработка блокирующих жидкостей с наполнителями для глушения скважин в условиях АНПД.

Методы исследований основаны на анализе и обобщении имеющихся промысловых, лабораторных и теоретических данных по рассматриваемым проблемам и на результатах собственных экспериментальных, стендовых, промысловых и аналитических исследований с использованием современных приборов и оборудования, в том числе и специально созданного, а также математических методов и моделирования на ЭВМ.

Научная новизна диссертации заключается в том, что на основании обобщения результатов теоретических и экспериментальных исследований разработаны научно обоснованные технические решения, позволяющие достигнуть значительного прогресса в направлении повышения качества заканчивания и ремонта газовых (газоконденсатных) скважин и увеличения их производительности в процессе эксплуатации.

1. Экспериментально подтверждено, что впервые разработанные устройства и методы коррозионных испытаний цементного камня (А.с. СССР  747281, 813201) обеспечивают возможность оценки его активности к взаимодействию с сероводородом и проведение исследований в условиях, близких к скважинным по температуре, давлению и концентрации агрессивной среды.

2. Физико-химическими методами исследований установлено, что  коррозионная стойкость к сероводороду тампонажных материалов на основе никелевого шлака и циклонной пыли-уноса (А.с. СССР 814919, 1187405, 1258031, 1453969, 1595058) обусловлена образованием при их твердении термодинамически устойчивых в кислых средах низкоосновных гидратных минералов.

3. Теоретически обоснована и экспериментально установлена обусловленная химической совместимостью со щелочной средой тампонажных растворов эффективность применения ингибиторов на основе морфолина (А.с. СССР 1347539, 1496356, 1595057) для повышения сероводородостойкости цементного камня и одновременной защиты поверхности обсадных колонн от сероводородной коррозии.

4. Теоретически обосновано и экспериментально подтверждено, что ингибированные тампонажные растворы, включающие вяжущее, ингибитор коррозии и технологические добавки, способствуют созданию надежной крепи скважин в условиях сероводородной агрессии за счет модифицирующего цементные суспензии комплекса ингредиентов с повышением сероводородостойкости цементного кольца и одновременной защиты металла обсадных колонн от коррозии (А.с. СССР 1160773, 1403695, 1466310, 1556160, 1114008, 1193960, 1275887, 1452063, 1469779, 1485625, 1533259).

5. Экспериментально установлено, что модифицирование тампонажных растворов комплексными реагентами (А.с. СССР 1773093, 1839039, 1839040, пат. РФ 2013524, 2033519), сочетающими в себе свойства пластификаторов, понизителей фильтрации и стабилизаторов дисперсных систем, позволит повысить качество заканчивания и ремонта скважин и предотвратить ухудшение ФЕС продуктивных пластов.

6. Экспериментально установлено и практически подтверждено, что тиксотропные тампонажные растворы с антифильтрационными свойствами (пат. РФ 2035585) и способ изоляции притока подошвенных пластовых вод в скважинах с АНПД (пат. РФ 2121569) обеспечивают сохранение естественной проницаемости коллекторов в результате предварительной закачки блокирующего агента перед изоляционной композицией.

7. Теоретически обоснована и экспериментально установлена эффективность совместного применения биополимера Ритизан (шт. Acinetobacter Sp.) с КССБ и полисахаридного комплекса Сараксан-Т (шт. Xanthomonas campestris) – КМК-БУР2 и ПАВ  как стабилизаторов биополимерных систем с пониженной плотностью, обусловливающих  повышение их блокирующих свойств.

8. Экспериментально определено, что биополимерные жидкости для заканчивания и ремонта скважин на основе полисахаридного комплекса Сараксан-Т – КМК-БУР2 (заявки № 2007129739/03 и 2007129740/03 с решением ФГУ ФИПС о выдаче патентов от 04.09.08 г. и 06.10.08 г.) способствуют повышению эффективности проводимых работ с сохранением коллекторских свойств пласта в результате синергетического эффекта их совместного применения, обусловливающего снижение проникновения в призабойную зону за счет улучшения антифильтрационных свойств и структурно-реологических показателей с усилением псевдопластичости.

9. На основании результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований определено, что стабилизация технологических свойств разработанных блокирующих жидкостей (пат. РФ 2152973, 2205943, 2606720, 2245441, 2266394) обусловлена толерантностью их ингредиентов к модифицированным полимерной и щелочной добавками наполнителям растительного происхождения (пат. РФ 2330055), а применение этих блокирующих систем при глушении скважин способствует повышению качества РВР в условиях АНПД с восстановлением дебитов скважин на уровне доремонтных значений за счет совокупности свойств жидкости-носителя и наполнителя, образующих прочный закупоривающий экран с армирующим каркасом, выдерживающий повышенные репрессии и легко удаляемый из пласта при минимальных депрессиях.

Основные защищаемые положения:

1. Методы коррозионных испытаний цементного камня.

2. Результаты исследований коррозионной стойкости цементного камня из различных вяжущих в термобарических условиях скважин.

3. Коррозионно-стойкие тампонажные материалы и ингибированные тампонажные растворы для условий сероводородной агрессии.

4. Комплексные реагенты и тиксотропные тампонажные растворы для повышения качества разобщения пластов при заканчивании и ремонте скважин.

5. Блокирующие жидкости с наполнителями для глушения скважин с АНПД.

Практическая значимость работы определяется соответствием направлений исследований составляющих ее частей содержанию научно-технических программ, в т.ч. отраслевых программ НИОКР ОАО «Газпром» в области заканчивания, капитального ремонта газовых и газоконденсатных скважин месторождений и ПХГ.

На основании обобщений проведенных автором теоретических, лабораторных и промысловых исследований разработано 15 руководящих документов (инструкций, рекомендаций, регламентов, стандартов организации) регионального (Восточная Туркмения и др.) и утвержденных ОАО «Газпром» общеотраслевого значения для применения при заканчивании и капитальном ремонте скважин на различных месторождениях и ПХГ.

Результаты проведенных соискателем исследований и разработки, выполненные по теме диссертации, внедрены при строительстве сероводородсодержащих скважин Астраханского ГКМ, месторождений Саман-Тепе и Советабад в Восточной Туркмении, использованы при цементировании эксплуатационных колонн Северо-Ставропольского ПХГ, а также при капитальном и текущем ремонтах газовых скважин на месторождениях и ПХГ в условиях АНПД: в ООО "Уренгойгазпром",  "Тюментрансгаз", "Ноябрьскгаздобыча", "Ямбурггаздобыча", "Надымгазпром", "Кавказтрансгаз", "Газпром ПХГ".

Разработанные с участием диссертанта методы коррозионных испытаний цементного камня обеспечили проведение исследований при разработке тампонажных цементов организациями-соисполнителями задания ГКНТ и Госплана б. СССР ОЦ.005.11.01 "Создать и освоить в производстве коррозионно-стойкий тампонажный материал для крепления скважин в условиях сероводородной агрессии", в выполнении которого участвовали: б. СевКавНИИгаз, ВНИИгаз, ВНИИКрнефть, Волго-УралНИПИгаз и ВолгоградНИПИнефть с координирующей ролью СевКавНИИгаза.

Разработка «Способ коррозионных испытаний цементного камня в условиях, имитирующих условия реальных скважин по температуре, давлению и концентрации сероводорода» экспонировалась в павильоне «Газовая промышленность» Всероссийского выставочного центра и удостоена серебряной медали. 

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на Международных, Всероссийских и региональных совещаниях, конференциях и симпозиумах: науч.-практ. конф. "Проблемы и перспективы развития сверхглубокого бурения", Грозный, 1982; ХVII Всесоюзном симпозиуме "Реология бетонных смесей и ее технологические задачи", Юрмала, 1982; П зональной науч.-техн. конф. по проблемам нефтяной и газовой промышленности Северного Кавказа, Ставрополь, 1983; Всесоюзной конф.-дискуссии "Формирование и работа тампонажного камня в скважине", пос. Дивноморский Краснодарского кр., 1984; на Ш науч.-практ. конф. "Повышение эффективности научно-исследовательских работ в решении задач газодобывающей отрасли ТССР", Ашхабад, 1984; VI Республ. конф. по физико-химии, технологии получения и применения промывочных жидкостей, дисперсных систем и тампонажных растворов, ИКХХВ АН УССР, Киев, 1985; VI науч.-практ. конф. "Оптимальные методы разработки сероводородсодержащих месторождений газа", Ашхабад, 1986; IV конф.-дискуссии "Формирование и работа тампонажного камня в скважине", Краснодар, 1987; VIII науч.-практ. конф. "Совершенствование технологии бурения скважин в осложненных горно-геологических условиях Восточной Туркмении", Ашхабад, 1988; XXVI науч.-техн. конф. СтГТУ, Ставрополь, 1996; I Рег. науч.-техн. конф. "ВУЗовская наука – Северо-Кавказскому региону", СтГТУ, Ставрополь, 1997; Межрег. науч.-техн. конф. по проблемам газовой промышленности России, СтГТУ, Ставрополь, 1997; Межд. науч.-практ. конф. "Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ", Кисловодск, 2003; Межд. науч.-практ. конф. "Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин", Кисловодск, 2004; ХIII науч.-практ. конф. МУС "Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири", ТюменНИИгипрогаз, Тюмень, 2004; Межд. науч.-практ. конф. "Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти", Кисловодск, 2005–2008.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 160 печатных работ, в том числе авторских свидетельств на изобретения и патентов РФ – 46.

Объем работы. Диссертация изложена на 329 страницах машинописного текста, включает 62 таблицы и 49 рисунков. Работа состоит из введения, пяти глав, заключения, списка использованных источников из 213 наименований и приложения.

Автор выражает глубокую признательность своему научному консультанту доктору технических наук, профессору Р.А. Гасумову, заслуженному деятелю науки РФ, доктору технических наук, профессору К.М. Тагирову, докторам технических наук Р.Е. Шестериковой и Н.Г. Федоровой, доктору физико-математи-ческих наук В.А. Толпаеву, научным сотрудникам И.А. Винниченко и В.В. Палиеву за советы и консультации, благодарность за помощь в проведении экспериментальных исследований и опытно-промышленных испытаний разработок – кандидатам технических наук Ю.И. Петракову, В.Г. Мосиенко, Н.М. Дубову, директору научного центра эксплуатации и ремонта скважин СевКавНИПИгаза М.Н. Пономаренко и его сотрудникам, кандидату сельскохозяйственных наук Н.Н. Чурсину (ООО «Экипаж») за своевременный и качественный выпуск опытных партий наполнителя АПТОН-РС.

Соискатель благодарит сотрудников предприятий ОАО «Газпром», оказавших содействие в проведении опытно-промышленных испытаний и внедрении разработок в производство.

СОДЕРЖАНИЕ  РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель, задачи и методы исследований, обозначены научная новизна и практическая реализация работы, дана ее общая характеристика.

В первой главе проведен анализ влияния технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин на коллекторские свойства продуктивных пластов, сохранение естественной проницаемости которых является одним из основных факторов повышения качества выполняемых работ и увеличения производительности скважин.

Известно, что пористые среды различных типов обладают определенными фильтрационными свойствами. Поэтому на всех стадиях строительства, эксплуатации и ремонта скважин происходит проникновение технологических жидкостей и материалов в поровое пространство продуктивных пластов, приводящее к существенному снижению продуктивности скважин.

В многочисленных работах отечественных и зарубежных ученых: В.Т. Алекперова, В.А. Амияна, М.О. Ашрафьяна, В.П. Белова, А.И. Булатова, А.А. Вольтерса, Дж. Р. Грея, Р.А. Гасумова, Ф.А. Гусейнова, Г.С.Г. Дарли, С.В Зарипова, У.Т. Корли, В.И. Нифантова, А.Х. Мирзаджанзаде, А.А. Мовсумова, Г.Т. Овнатанова, Дж.Г. Паттона, Г.С. Попа, В.Ф. Роджерса, С.А. Рябоконя, А.К. Степанянца, К.М. Тагирова, Н.М. Шерстнева и др. при воздействии рабочих жидкостей на продуктивные пласты в процессе заканчивания и ремонта скважин указываются следующие факторы снижения проницаемости:

  1. кольматация пор пласта частицами твердой фазы рабочей жидкости;
  2. блокирование призабойной зоны пласта (ПЗП) фильтратом рабочей жидкости;
  3. набухание глинистого материала пласта в результате взаимодействия с фильтратом;
  4. образование нерастворимых осадков в призабойной зоне в результате контакта фильтрата с пластовыми флюидами;
  5. образование эмульсий и пен в зоне взаимодействия рабочей жидкости с пористой средой пласта.

В технической литературе (Г.С. Поп) указаны причины, вызывающие ухудшение проницаемости ПЗП, которые, в зависимости от природы влияния на ФЕС продуктивных пластов, с определенной долей условности могут быть сгруппированы следующим образом: механические загрязнения; физико-литологические; физико-химические; термохимические. Наиболее сложной является группа физико-химических факторов, обусловленная процессами адсорбции, хемосорбции, адгезии, коагуляции, флокуляции и др., происходящими при воздействии на поровую среду ПЗП ингредиентов технологических жидкостей, пластовых флюидов и продуктов их взаимодействия.

В работе рассматривается влияние свойств буровых и тампонажных растворов на качество разобщения пластов и их естественную проницаемость.

Успешное производство цементировочных работ во многом зависит от состояния стенки скважины и свойств промывочной жидкости. Кавернозность ствола, формирование толстых и рыхлых глинистых корок, высокие значения структурно-механических и фильтрационных показателей бурового раствора приводят к оставлению в затрубном пространстве каналов и участков, не заполненных тампонажным материалом, что влечет за собой негерметичность  разобщения пластов и может вызвать различного рода осложнения, в частности, перетоки пластовых флюидов и газонефтепроявления.

Показано, что в целях предотвращения осложнений применяемые промывочные жидкости и тампонажные растворы должны обладать рядом специфических свойств, а максимального сохранения естественной проницаемости прискважинной зоны пласта при заканчивании скважин можно достичь путем применения модифицированных буровых и тампонажных растворов и совершенствования ряда технологических мероприятий, предотвращающих попадание в пласт не только их фильтратов, но и самих дисперсных систем (снижение статических и гидродинамических репрессий на пласт, сокращение времени воздействия бурового раствора на пласт, изменение конструкции низа обсадных колонн и т.д.). Этому способствует также применение технологии крепления скважин при вскрытии продуктивных пластов с предварительным их блокированием специальными жидкостями (К.М. Тагиров, Р.А. Гасумов).

Сохранение естественных ФЕС коллекторов и повышение производительности скважин в процессе капитального ремонта – основные задачи интенсификации добычи газа. В связи с этим от применяемых блокирующих жидкостей при глушении скважин в значительной степени зависит решение этих задач.

Анализом факторов, влияющих на качество заканчивания скважин и проведения в них ремонтных работ, установлено, что с целью сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов, помимо разработки дополнительных технологических мероприятий, целесообразным является совершенствование применяемых дисперсных систем путем улучшения их антифильтрационных и структурно-реологических свойств. Перспективным направлением в этом отношении является применение биополимеров, по фильтрационным, структурно-реологическим характеристикам с присущими им псевдопластическими свойствами минимально воздействующими на продуктивный пласт.

Анализ технической литературы показывает, что биополимеры широко применяются при бурении скважин, а их использование для ремонтных работ носит ограниченный характер. На основе опыта глушения скважин биополимерными жидкостями (ООО «ВНИИгаз» – Северо-Ставропольское ПХГ, ОАО «СевКавНИПИгаз» – Комсомольское ГМ, Медвежье ГКМ в Западной Сибири) автором обоснована перспективность применения многокомпонентных биополимерных систем в качестве жидкостей глушения. Их стоимость выше, чем обычных технологических жидкостей, содержащих синтетические полимеры. Однако в силу указанных преимуществ биополимерные системы являются эффективными, и в определенных условиях им нет альтернативы.

Не менее важным фактором повышения качества заканчивания скважин, помимо сохранения коллекторских свойств пласта, является обеспечение надежности крепи скважин, в продукции которых содержится сероводород, вызывающий коррозию цементного камня и обсадных труб.

Во второй главе рассмотрены вопросы разработки методов коррозионных испытаний и результаты исследований цементного камня из различных вяжущих в сероводородсодержащих агрессивных средах.

Большой вклад в изучение физико-химических и механических свойств вяжущих при действии агрессивных сред внесли ученые: С.Н. Алексеев, Ф.А. Агзамов, В. И. Бабушкин, П.П. Будников, А.И. Булатов, Ю.М. Бутт, А.В. Волженский, В.С. Горшков, В.С. Данюшевский, В.Ф. Журавлев, В.А. Кинд, В.М. Кравцов, А.М. Кузнецов, Н.А. Мариампольский, В.М. Москвин, О.П. Мчедлов-Петросян, М.Р. Мавлютов, Д.Ф. Новохатский, С.Д. Окороков, А.А. Пащенко, А.Ф. Полак, В.Б Ратинов, П.А. Ребиндер, Л.И. Рябова, Ш.М. Рахимбаев, Б.Г. Скрамтаев, М.М. Сычев, В.В. Стольников, А.П. Тарнавский, Н.А. Торопов, В.В. Тимашов, С.В. Шестоперов, В.Н. Юнг и др., а также ряд зарубежных исследователей.

В.С. Данюшевским, В.М. Кравцовым, Д.Ф. Новохатским и др., занимающимися изучением процессов коррозии тампонажных цементов, показано, что для таких агрессивных компонентов, как сероводород, разработка химически стойких вяжущих представляет большие трудности.

Пониженное значение рН поровой жидкости коррозионно-стойкого в кислых средах цементного камня уменьшает его защитные свойства. К поверхности колонны сероводород проникает за счет диффузии через цементное кольцо, имеющее капиллярно-пористую структуру. Коррозия поверхности обсадных труб приводит к уменьшению толщины стенки колонны и ее смятию пластовым давлением.

На основании изученных работ были сделаны выводы о том, что применение традиционных тампонажных материалов, в том числе и коррозионно-стойких цементов, не позволяет в полной мере решить задачу длительной безаварийной эксплуатации скважин, содержащих сероводород. Одним из рациональных путей повышения надежности крепи в агрессивных условиях является использование тампонажных составов, содержащих ингибитор коррозии. При цементировании такими тампонажными растворами на поверхности обсадных труб образуется адсорбционная защитная пленка, предохраняемая от механических повреждений сформировавшимся цементным камнем повышенной коррозионной стойкости.

Таким образом, введение ингибитора в тампонажный раствор обеспечивает получение коррозионно-стойкого цементного кольца и защиту контактирующего с ним металла обсадных труб от сероводородной коррозии.

Отсутствие стандартных методов исследований коррозионной стойкости цементного камня в сероводородных средах вызвало необходимость их разработки.

Разработанный с участием автора под руководством канд. техн. наук Ю.И. Петракова экспресс-метод коррозионных испытаний при температурах 20 – 75 °С позволяет в течение 7 сут на основе данных химического анализа цементного камня дать оценку реакционной способности (активности) материала к взаимодействию с агрессивной средой и определить возможность применения исследуемого цемента для разобщения сероводородсодержащих пластов.

Данный метод предусматривает создание избыточного давления сероводорода, вырабатываемого генератором (рис. 1, для его интенсивного проникновения в

поровое пространство камня. Это дает повышенную растворимость газа в поровой жидкости цементного камня и более глубокое его проникновение по длине образца.

Процесс диффузии газа в поровое пространство с образованием продуктов коррозии: сульфатной (СSO3) и сульфидной (CS) серы подчиняется экспо-

Рисунок 2 Содержание продуктов коррозии по глубине образца цементного камня

ненциальной зависимости (рис. 2). Математической обработкой результатов химического анализа цементного камня исследуемых образцов получены уравнения

= ·е-al,        (1)

= ·е-вl,        (2)

где и – коэффициенты, характеризующие активность цементного камня к сероводороду с образованием соответственно сульфатов и сульфидов в первом от струи сероводорода слое цементного камня; а и в – эмпирические коэффициенты; l – расстояние от торца образца до середины анализируемого слоя.

Для оценки стойкости цементного камня к воздействию сероводорода нами также разработана методика и изготовлена установка для проведения коррозионных испытаний при высоких температурах, давлениях и концентрациях агрессивной среды. Основные элементы установки включают автоклав, блоки задания и регулирования температуры и давления и гидропневматический компенсатор давления (рис. 3).

Так как установка предназначается для работы в автоматическом режиме длительное время (до 6 мес.), то предусмотрен ряд блокирующих устройств.

Для получения агрессивной среды требуемой концентрации химреагенты (сульфид натрия и синтетическая винная кислота) в стехиометрическом количестве  помещаются в камеру в запарафиненных ампулах. Расплавляясь при повышении температуры, парафин не препятствует реакции образования сероводорода, который, находясь под высоким давлением, полностью растворяется в воде.

А - автоклав; Б - система задания и регулирования температуры; В - компенсатор давления; 1 - камера; 2, 3, 4 - элементы системы задания давления; 5 - стакан; 6 - ртутный затвор; 7 - нейтрализатор сероводорода; 8 - манометр; 9 - электронагревательный элемент.

Рисунок 3 Схема установки для коррозионных испытаний

Тампонажные материалы являются средством защиты металла обсадных колонн от коррозионного воздействия пластовых флюидов, в постоянном контакте с которыми находится цементное кольцо.

Оценка защитных свойств тампонажного раствора и цементного камня из этого раствора по отношению к металлу производилась по скорости коррозии стали трубного сортамента группы прочности С-75 в вытяжке из цементной суспензии в условиях насыщения последней сероводородом. Для этого использовалась разработанная нами коррозиометрическая установка, принцип действия которой основан на поляризационном методе. Поляризационный способ замера скорости коррозии в сероводородной среде применялся также для сравнительной оценки защитного действия исследуемых растворов с ингибирующими добавками.

Для исследований использовали аминосодержащие ингибиторы сероводородной коррозии: катапин, АНП-2, уротропин, Dodigen и Dodilube (Германия), ВФПМ (высококипящие фракции производства морфолина), а также формальдегид, являющийся сильным бактерицидным средством, подавляющим жизнедеятельность сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), редуцирующих сероводород.

В целях решения комплексной проблемы повышения надежности крепи скважин (получения коррозионностойкого цементного кольца и защиты обсадных труб), выбор ингибитора производился с учетом ряда требований:

– высокой степени защиты металла в цементном камне при действии сероводородсодержащих агрессивных сред;

– хорошей адсорбции на поверхности гидратных новообразований цементного камня и получения защитной пленки, изолирующей их от влияния изменяющейся по составу поровой жидкости;

– сохранения защитных свойств в термобарических условиях скважин в течение длительного периода времени.

В работе приведены результаты исследований эффективности действия ингибиторов сероводородной коррозии в щелочной среде тампонажных растворов, на основании которых осуществлен выбор ингибитора ВФПМ c наибольшей степенью защиты металла от сероводородной коррозии (Z), равной 85 %. Остальные ингибиторы показали Z менее 60 %, кроме Dodilube с Z = 65 %.

Исследованиями установлено, что для обеспечения высокой степени защиты металла в цементном камне тампонажный раствор должен содержать оптимальное количество ингибитора в жидкой фазе.

Ингибитор ВФПМ, являющийся водорастворимым полиэлектролитом на органической основе, характеризуется наличием полярных групп в макромолекулах, что обусловливает его адсорбцию на поверхности гидратных новообразований цементного камня с уменьшением концентрации в жидкой фазе. При этом ингибитора. Поэтому, чтобы обеспечить требуемую концентрацию ингибитора коррозии в поровой жидкости цементного камня, необходимо учитывать его адсорбцию на поверхности твердой фазы тампонажного раствора.

Величину адсорбции рассчитывали по содержанию ингибитора в жидкой фазе гидратирующихся цементов, для определения которого использовали фотоколориметрический метод анализа.

Результаты исследования ингибированных тампонажных растворов из цементов ПЦТ I-100, ШПЦС-120, ШПЦС-200, НКИ показали, что для получения необходимой концентрации ингибитора в поровой жидкости цементного камня () содержание ВФПМ в воде затворения () при приготовлении растворов следует определять в соответствии с расчетом

,        (3)

где А и В – эмпирические коэффициенты; S – удельная поверхность цемента, м2/кг; – плотность ингибитора, кг/м3; К – водоцементное отношение, л/кг.

Эффективность защитного действия ингибитора в тампонажном растворе в значительной степени зависит от совместимости ингибитора ВФПМ с химическими реагентами, используемыми в качестве добавок согласно принятой технологии цементирования.

После проведения исследований  широкого спектра реагентов, применяемых в буровой практике, установлено, что для регулирования сроков загустевания ингибированных тампонажных растворов следует применять реагенты: декстрин, СДБ, КМЦ и их комбинации с хромпиком, не ухудшающие эффективности ВФПМ.

В работе приведены результаты исследований активности цементного камня из различных вяжущих к взаимодействию с сероводородом (рис. 4), определены коэффициенты их коррозионной стойкости и влияние сероводородсодержащих агрессивных сред на фазовый состав продуктов твердения цементного камня.

– коэффициент активности AS;  –  коэффициент активности ASOз

Рисунок 4 Коэффициенты активности цементного камня из различных вяжущих

Низкая активность цементного камня к сероводороду является одним из необходимых условий при выборе тампонажных материалов для разобщения пластов. Установлено, что наибольшей активностью к сероводороду с образованием сульфатной серы обладают составы на основе ПЦТ I-100 и отхода содового производства ОП-3, а наименьшей – материалы на основе кислых шлаков никелевого

производства НП и НКИ, а также ШПЦС-200. Это объясняется тем, что первые представлены высокоосновными гидратными минералами и включают достаточно оксидов железа, способствующих появлению дополнительного количества сульфат-ионов и протеканию кроме кислотной (сероводородной) еще и сульфатной коррозии, которая за счет объемных изменений (образования эттрингита) в течение 6 мес. испытаний полностью разрушает цементный камень (рис. 5).

слева - после 6 мес. выдерживания в сероводородной среде;

справа -  после 6 мес. выдерживания в водопроводной воде (контрольные)

Рисунок 5 Образцы портландцементного камня (ПЦТ I-100)

Вышеуказанные шлаковые цементы состоят из низкоосновных кристаллогидратов и содержат минимальное количество компонентов, участвующих в окислительно-восстановительных процессах.

Ингибированные ВФПМ тампонажные растворы имеют повышенный коэффициент коррозионной стойкости при испытаниях в условиях, имитирующих условия реальных скважин по температуре, давлению и концентрации агрессивной среды.

Это подтверждено также исследованиями фазового состава цементного камня после воздействия газовой агрессивной среды (t = 75 С, РH2S = 1 МПа), проведенными с помощью деривативной термографии, инфракрасной спектроскопии, рентгеноструктурного анализа и электронной микроскопии. На микрофотографиях (рис. 6) видно, что с течением времени в портландцементном камне происходит накопление продуктов коррозии в виде сульфидных и сульфатных соединений (игольчатые кристаллы эттрингита), а поверхность гидратных новообразований ингибированного камня покрыта пленкообразным веществом ВФПМ, предотвращающим их взаимодействие с поровой средой, насыщенной сероводородом.

Результаты исследований основных технологических свойств обработанных химреагентами ингибированных ВФПМ тампонажных растворов–камня из ШПЦС-120 и НКИ приведены в табл. 1. ВФПМ улучшает седиментационную устойчивость растворов, несколько снижает прочность цементного камня с одно -

Таблица 1 Основные технологические свойства ингибированных тампонажных растворов из ШПЦС-120 и НКИ

Добавки, % от массы цемента

Параметры тампонажного раствора

Свойства цементного камня

Декст-рин

Бура

СДБ

КМЦ

Хром-пик

В/Ц

Плотность, кг/м3

Растекаемость,

см

Водоотде-

ление,

%

Загустевание

(120 C, 60 МПа),

ч-мин

2 сут прочность при изгибе, МПа

Газопроницаемость,

10-3 мкм2

ШПЦС-120

*-

-

-

-

-

0,45

1800

19,0

3,8

0-23

5,85

0,359

-

-

-

-

-

0,45

1800

19,0

3,2

0-27

4,46

0,272

0,7

-

-

-

-

0,45

1800

20,5

2,3

3-30

4,61

0,147

0,1

-

-

-

0,05

0,45

1790

19,0

2,8

2-32

5,66

0,153

0,2

-

-

-

0,10

0,45

1810

20,0

2,5

5-00

4,89

0,206

-

1,0

-

-

-

0,45

1800

18,0

4,0

2-10

-

-

-

0,5

0,35

-

-

0,40

1850

19,0

3,8

3-30

-

-

-

-

0,40

-

-

0,40

1860

20,0

3,5

0-50

3,94

0,136

-

-

0,15

-

0,30

0,45

1810

21,0

3,2

3-50

3,99

0,444

-

-

-

0,08

0,04

0,45

1790

18,5

2,5

1-35

4,72

0,232

-

-

-

0,13

0,06

0,45

1790

18,0

2,3

4-18

4,13

0,257

-

-

-

-

0,40

0,45

1800

19,5

3,2

0-47

5,38

0,171

НКИ

*-

-

-

-

-

0,45

1880

18,5

0,0

0-20

6,87

0,182

-

-

-

-

-

0,45

1870

19,0

0,0

0-23

5,72

0,098

0,6

-

-

-

-

0,45

1870

19,5

0,0

2-40

6,15

0,063

0,7

-

-

-

-

0,45

1880

20,0

0,0

3-20

6,14

0,058

0,1

-

-

-

0,05

0,45

1870

19,5

0,0

2-05

6,28

0,076

-

1,0

-

-

-

0,45

1880

19,0

0,5

2-00

-

-

-

0,6

0,30

-

-

0,40

1920

18,5

0,0

3-10

-

-

-

-

0,60

-

-

0,40

1920

19,5

0,0

1-00

5,60

0,051

-

-

0,15

-

0,30

0,45

1870

20,0

0,0

3-05

5,36

0,187

-

-

-

0,10

0,05

0,45

1880

18,5

0,0

1-20

5,42

0,036

-

-

-

0,14

0,07

0,45

1880

18,0

0,0

3-45

5,18

0,030

-

-

-

-

0,80

0,45

1880

19,5

0,0

0-50

6,71

0,088

* – неингибированный тампонажный раствор, остальные составы содержат  3 % ВФПМ от массы цемента.

неингибированный цементный камень

цементный камень с 3 мас. % ВФПМ

Рисунок 6 Микрофотографии  (х 3500)  поверхности скола портландцементного камня, твердевшего 6 мес. при температуре 75 С и давлении сероводорода 1 МПа

временным уменьшением его проницаемости. Добавка буры снижает седиментационную устойчивость растворов и прочность цементного камня, поэтому не рекомендуется для практического применения.

Экспериментально установлено, что с целью повышения качества крепления скважин с повышенными температурами, получения коррозионно-стойкого цементного кольца  и обеспечения эффективной защиты поверхности обсадных труб от сероводородной коррозии цементирование следует производить тампонажными составами с реагентной обработкой, приведенной в табл. 2.

Таблица 2 Рекомендуемые тампонажные составы (содержание реагентов в % от  массы вяжущего)

Вяжущее

ВФПМ,

мас. %

Технологические добавки, мас. %

К6

Z,

%

Декстрин

Хромпик

КМЦ

СДБ

НКИ

0,9 – 1,1

0,30–0,70

0,95

81,5–82,0

НКИ

0,9 – 1,1

0,10–0,40

0,05–0,20

0,97

82,0–83,0

НКИ

0,9 – 1,1

0,05–0,10

0,10–0,20

0,96

80,0–81,8

НКИ

0,9 – 1,1

0,15–0,30

0,05–0,15

0,97

83,7–84,6

  ШПЦС-200

0,6 – 0,8

0,10–0,50

0,05–0,25

0,96

83,0–83,8

  ШПЦС-120

0,7 – 0,9

0,20–0,50

0,10–0,30

0,93

84,0–84,4

  ШПЦС-120

0,7 – 0,9

0,20–0,60

0,90

81,7–82,5

  ШПЦС-120

0,7 – 0,9

0,10–0,40

0,05–0,20

0,92

83,2–84,5

  ШПЦС-120

0,7 – 0,9

0,05–0,15

0,10–0,25

0,92

80,4–82,0

Примечание: К6  – коэффициент коррозионной стойкости К6 за 6 мес.

Таким образом, по своим характеристикам, установленным эксперименталь-ными исследованиями и опытно-промышленными испытаниями на скважинах Астраханского ГКМ и месторождений Восточной Туркмении, ингибированные тампонажные составы показали преимущества по сравнению с ранее используемыми: цементирование прошло без осложнений с образованием цементного кольца требуемого качества. По результатам АКЦ установлено наличие плотного контакта цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины практически по всему стволу, в то время как при использовании традиционной технологии плотный контакт отмечался лишь участками, составляющими 5– 10 % от глубины скважины.

По разработанным нами стандартам предприятия: "Цементирование 244,5-мм промежуточных колонн на скважинах Астраханского ГКМ" и "Цементирование 177,8-мм эксплуатационных колонн на скважинах Астраханского ГКМ" в 1983–1987 г.г. с применением ингибированных ВФПМ тампонажных растворов зацементировано 38 скважин.

Третья глава посвящена разработке коррозионно-стойких тампонажных материалов, цементных растворов и ингибирующих добавок для применения в различных термобарических условиях воздействия агрессивных сероводородных сред.

Тампонажные материалы типа НКИ и НП. На основе кислых шлаков никелевого производства разработаны тампонажные материалы для применения при креплении сероводородсодержащих скважин с температурами от 90 до 250 С и содержанием в газе сероводорода до 25 об. %.

Для применения при температурах 90–160 °С разработаны тампонажные цементы типа НКИ-и на основе никелевого шлака, ингибированные при помоле ВФПМ или смесью кубовых остатков производства морфолина и альдегида в объемном соотношении 3:1 – 1:3 в количестве 0,2-2,0 % от массы цемента (табл. 3).

Исследованиями установлено, что цементный камень из НКИ-и характеризуется повышенными значениями коэффициентов коррозионной стойкости (0,99 – 1,00) и степени защиты металла (92–97 %). Применение портландцементного клинкера и введение ингибиторов, представляющих собой смесь ПАВ, в процессе совместного помола компонентов при изготовлении цементов НКИ-и обусловливает их пониженную водопотребность (В/Ц = 0,35–0,40) ввиду пластифицирующего действия ингибиторов и, как следствие, повышение прочности в 1,2–1,4 раза по сравнению с базовым и снижение газопроницаемости образующегося камня в 2 раза. В сравнении с параметрами тампонажных растворов–камня из НКИ, ингибированного ВФПМ при затворении, пластифицированный ингибитором при помоле цемент НКИ имеет указанные преимущества, обусловленные повышенным коэффициентом размолоспособности сырьевых компонентов и формированием при твердении мелкокристаллической плотноупакованной структуры цементного камня.

Тампонажный материал НП-х для применения в интервале температур 160–250 °С на основе никелевого шлака с добавками кварцевого песка, активизатора твердения и нейтрализатора сероводорода позволяет получить цементные растворы с регулируемым применяемыми в буровой практике реагентами временем загустевания. Цементный камень, представленный низкоосновными гидратными минералами с повышенной коррозионной стойкостью, в результате нейтрализую-

Таблица 3 Основные технологические свойства коррозионно-стойких тампонажных растворовцементного камня

Ингредиентный состав, мас. %

Технологические свойства

тампонажного раствора

Условия

испытаний

Технологические свойства

цементного камня

В/Ц

Плотность,

кг/м3

Растекаемость,

см

Время

загустевания, ч-мин

Т,

С

Р,

МПа

2 сут проч-

ность при

изгибе, МПа

Газопроницаемость,

10-3 мкм2

К6

(СН2S =

30 г/л)

Z, %

Тампонажные материалы

ПЦКл (15-19,5) + Изв.(3-4) + ВФПМ (2-4) + NaOH (0,5-1) + НШ (ост.)

0,35–0,40

1922–

1960

19,0–21,0

1-40 –

3-15

120

60

6,2–6,7

0,03–0,05

0,96–

0,99

88–92

ПЦКл (8,5-19,5) + Изв.(3-5) + КИД** (0,3-2) + NaOH (0,5-1,5) + НШ (ост.)

0,35–0,40

1922–

1960

18,5–20,0

2-00 –

3-50

120

60

6,4–7,7

0,02–0,06

0,97–

1,00

90–97

НШ (63-71) + КП (24-33) + NaOH (4,88-3,5)) + K2Cr2O7 (0,12-0,5)

0,40–0,45

1790–

1870

18,0–21,0

1-10 –

4-30

160

80

6,1–8,5

0,06–0,18

0,96–

0,98

ПЦТ I-100 (30–60) + ЦПУ (40–70)

0,46–0,48

1850–

1870

19,0–20,0

2-50 –

3-30

100–

130

28–43

4,0–7,7

0,44–0,78

0,80–

0,84*

ПЦТ I-100 (40-70) + сидеритовая руда – FeCO3 (30-60)

0,35–

0,40

2060–

2140

18,5–19,0

2-30 –

4-15

75–

150

0,1–40

4,8–8,0

0,10–0,15

0,86–

0,92*

Ингибированные тампонажные растворы

ПЦТ I-100 (63,9-64,3) + ВФПМ (1,6-1,9) + Na2СО3 (1,9-2,2) + вода (ост.)

0,5

1820–

1830

20,0–21,0

2-30 –

3-30

100

30

8,4–8,9

0,22–0,27

0,86–

0,89

79–85

ПЦТ I-100 (67-69) + ВФПМ (1,7-2,1) + Na2СО3 (2-2,4) + зеленая патока (0,1-0,6) + КМnО4 (0,1-0,3) + вода (ост.)

0,38–0,43

1940–

2020

18,0–19,5

2-10 –

3-40

100

30

7,8–9,1

0,07–0,18

0,88–

0,92

82–88

Способы химической обработки (ингибирующие добавки в % от массы вяжущего)

Шлаковое вяжущее (100) + ПДК (3-4) + ВФПМ (0,5-2)

0,40–0,45

1770–

1930

18,0–21,0

1-45 –

3-15

90–

160

40–80

9,8–17,7

0,05–0,11

0,96

–1,00

88–92

Шлаковое вяжущее (100) + КИД (0,5-2,5): ННК, СДБ, ВФПМ, КОПМ

0,40–0,45

1790–

1940

19,0–20,0

2-05 –

4-00

90–

160

40–80

6,9–13,1

0,03–0,08

0,94

–1,00

90–98

Примечания: * – концентрация Н2S – 6 г/л; ** – КИД– комплексная ингибирующая добавка-смесь КОМ и альдегида (3:1–1:3); К6 –коэффициент коррозионной стойкости за 6 мес.;. Z –степень защиты металла; ПЦКл – портландцементный клинкер; Изв. – известняк; НШ – никелевый шлак; КП – кварцевый песок; ЦПУ – циклонная пыль-унос.

щего сероводород действия бихромата калия с образованием кольматирующих поровое пространство продуктов реакций имеет низкую проницаемость.

Тампонажные материалы типа НКИ и НП предназначены для цементирования обсадных колонн и установки цементных мостов в скважинах с сероводородсодержащей продукцией. Эти цементы имеют повышенную сероводородостойкость, а их ингибирование обеспечивает защиту обсадных труб от коррозии. В целях повышения качества крепления сероводородсодержащих скважин могут применяться вместо цементов ШПЦС-120, ШПЦС-200 и их аналогов.

Тампонажный материал НКИ на основе кислого никелевого шлака–отхода Побужского никелевого завода Кировоградской обл. выпускался Днепродзержинским цементным заводом УССР. Шлаков, аналогичных никелевому, в России нет, и цемент НКИ в настоящее время в связи с осложнением внешнеэкономических отношений с Украиной не производится.

Тампонажный материал с ЦПУ. Разработан коррозионно-стойкий в сероводородных средах тампонажный материал с кремнеземистой добавкой, в качестве которой используется неутилизируемый отход – циклонная пыль-унос (ЦПУ) производства термоаргиллита с удельной поверхностью 210 -250 м2/кг.

В тампонажной смеси используют вяжущее на основе портландцемента или шлакопесчаных композиций в зависимости от температуры применения.

Автором совместно с сотрудниками б. филиала ВНИИгаза в Туркмении проведены исследования тампонажных смесей с ЦПУ: подбор регуляторов времени загустевания тампонажных растворов, оценка физико-механических свойств раствора-камня, определение его термо- и коррозионной стойкости, а также идентификация фазового состава с использованием методов деривативной термографии и рентгеноструктурного анализа. В результате установлено, что повышение температуры более 100 °С улучшает взаимодействие ЦПУ с ПЦТ I-100 с превышением в 1,1–1,9 раза прочности цементного камня из этих тампонажных смесей прочности камня из ШПЦС-120 (табл. 4).

Таблица 4 Результаты определения прочности цементного камня в различных

температурных условиях твердения

п/п

Вид цемента

Предел 2 сут прочности при изгибе, МПа,

при температуре твердения

ШПЦС-

-120

Тампонажная смесь,

мас. %

80 °С

100 °С

120 °C

I30 °C

I40 °С

I60 °C

I80 °C

ПЦТ

I-100

ЦПУ

1

100

1,94

2,38

4,47

6,82

9,53

9,72

8,91

2

––

100

––

10,49

11,59

7,88

6,05

4,05

––

3

80

20

7,52

7,39

6,18

5,83

5,59

4,00

––

4

60

40

5,37

7,55

8,38

8,43

8,47

9,13

10,47

5

50

50

4,91

6,53

7,28

7,74

8,03

9,46

11,04

6

40

60

4,82

6,07

6,71

8,03

9,28

10,56

11,84

7

30

70

4,11

4,29

5,37

7,11

10,08

11,55

12,56

8

20

80

3,96

4,11

4,91

5,06

5,52

6,71

8,21

Исследованиями установлено, что повышение температуры более 100 °С способствует активному взаимодействию гидроксида кальция ПЦТ I-100 с кремнеземом ЦПУ с образованием низкоосновных гидратных минералов. Коэффициент коррозионной стойкости цементного камня повышается до 0,82 при t = 130 °С, Р = 43 МПа (содержание в газе сероводорода 5 об. %), а у ШПЦС-120 он равен 0,70–0,72. Это  позволяет использовать тампонажную смесь ПЦТ I-100–ЦПУ взамен ШПЦС-120 или другого шлакового цемента при креплении сероводородсодержащих скважин с повышенными и высокими температурами.

Тампонажный материал с сидеритом. Разработанный состав включает портландцемент и утяжеляющую железосодержащую добавку, в качестве которой используется сидеритовая руда. Содержание железа в руде не менее 30 %, а диоксида кремния – около 13 %.

Процессы взаимодействия ингредиентов данного состава описаны в работе с обоснованием механизма образования железосодержащего гидрокарбоалюмината кальция 3CaO·Al2O3·FeCO3·12H2O и низкоосновных гидросиликатов кальция, способствующих повышению прочности и коррозионной стойкости цементного камня в сероводородных средах. Ограниченное содержание диоксида кремния в сидеритовой руде делает нецелесообразным применение тампонажного материала при температурах выше 150 °C.

При необходимости время загустевания тампонажных растворов может регулироваться реагентами, применяемыми в практике бурения (ССБ с хромпиком, декстрином и т.д.), которые вводят в жидкость затворения. Количества этих добавок устанавливаются подобранной в соответствии с геолого-техническими условиями скважин рецептурой в каждом конкретном случае и не оказывают отрицательного влияния на коррозионную стойкость цементного камня.

Тампонажный материал позволяет получить раствор с плотностью 2060 – 2140 кг/м3, с достаточной прочностью и сероводородостойкостью цементного камня при концентрации H2S до 5 об. % и рекомендуется для применения при температурах 75–150 °С (табл. 3).

Цементные растворы для условий сероводородной агрессии и способы их получения. Недостаточная эффективность ингибирующего действия ВФПМ в портландцементных растворах в сравнении со шлаковыми послужила основанием для их совершенствования в плане повышения сероводородостойкости. Разработаны портландцементные растворы с улучшенными технологическими показателями, содержащие ингибитор и дополнительно нейтрализатор сероводорода, образующие при твердении коррозионно-стойкий цементный камень (табл. 3).

Механизм взаимодействия ингредиентов тампонажного раствора из портландцемента, ингибитора ВФПМ и карбоната натрия, а также раствора, помимо указанных реагентов, дополнительно содержащего отход производства глюкозы – зеленую патоку и перманганат калия, рассмотрен в диссертации. Показано, что повышение прочности цементного камня при температурах до 100 °С происходит за счет появления его новых фазовых составляющих, пластифицирующего действия зеленой патоки, а коррозионная стойкость увеличивается в результате совместной работы ингибитора ВФПМ и нейтрализатора сероводорода перманганата калия. Сопряженная адсорбция продуктов взаимодействия моносахаридов зеленой патоки с полиаминоэфирами и полигликолями ВФПМ на поверхности металла и новообразований цементного камня способствует значительному снижению скорости коррозии поверхности обсадных труб и повышению степени их защиты до 85–88 %. Коэффициент коррозионной стойкости цементного камня при испытании в течение 6 мес. в среде сероводорода с концентрацией 30 г/л  и температуре 100 С повышается до 0,89–0,92 (табл. 3).

Разработанный способ приготовления тампонажного раствора на основе шлаковых цементов обеспечивает повышение сероводородостойкости и снижение газопроницаемости цементного камня. Тампонажный раствор готовят путем последовательного растворения в воде плава дикарбоновых кислот (ПДК) и ВФПМ, затем затворяют шлаковое вяжущее при В/Ц 0,4–0,45. Компонентный состав приведен в табл. 3.

При обработке тампонажных растворов ПДК и ВФПМ в жидкой фазе растворов образуются продукты взаимодействия этих добавок – высокомолекулярные полиэфиры, имеющие длинную цепь и разветвленную структуру. Образующиеся продукты менее подвержены деструктивным изменениям, чем полигликоли ВФПМ, взаимодействующие с сероводородом и несколько снижающие за счет этого свои защитные функции при высоких температурах.

Описание взаимодействия ингредиентов, а также процессов образования кольматантов порового пространства цементного камня приведено в работе. Сероводородостойкость цементного камня при обработке этими реагентами повышается до единицы, а его защитные свойства – до 92 %. Тампонажные растворы могут применяться при температурах 90–160 °С в высокоагрессивных средах с концентрацией сероводорода до 30 г/л (табл. 3).

Разработанный способ химической обработки тампонажных растворов, обеспечивающий повышение прочности и коррозионной стойкости цементного камня при 90–160 С, а также степени защиты металла обсадных труб до 90–98 % при высоком содержании в пластовом флюиде сероводорода (до 30 г/л), в том числе образующегося сульфатвосстанавливающими бактериями (СВБ), предусматривает обработку тампонажного раствора из шлаковых вяжущих комплексом реагентов, включающим нитрит-нитрат кальция, СДБ, ВФПМ и кубовые остатки производства метионина (КОПМ) (табл. 3).

Результаты исследований влияния комплексного реагента на основные свойства цементного камня с механизмом взаимодействия ингредиентов и оценкой противобактериальной эффективности реагента приведены в диссертации, где показано, что биоцидное действие комплексного реагента обусловлено, в основном, эффективностью КОПМ.

Используемые для повышения коррозионной стойкости цементного камня и его защитных свойств реагенты, описанные в данной главе, являются отходами химических производств. Выпуск опытных партий этих реагентов-ингибиторов осуществлен в соответствии с техническими условиями и результатами токсиколого-гигиенической экспертизы. Реагенты относятся к малоопасным веществам (4 класс) за исключением плава дикарбоновых кислот (ПДК), относящегося к 3 классу опасности. Однако, в связи с невысоким содержанием этой добавки и других применяемых реагентов в тампонажных растворах, учитывая их адсорбцию на поверхности твердой фазы цементных дисперсий и модификацию при химическом взаимодействии ингредиентов, использование вышеприведенных добавок следует считать экологически безопасным.

Пятая глава посвящена разработке комплексных реагентов и тампонажных растворов для повышения качества разобщения пластов при заканчивании и ремонте скважин.

Существенный вклад в совершенствование технологии крепления скважин внесли исследования ученых: А.Г. Аветисова, М.О. Ашрафьяна, М.Г. Бернадинера, А.И. Булатова, М.С. Винарского, А.А. Гайворонского, Р.А. Гасумова, В.С. Данюшевского, Л.Б. Измайлова, А.К. Куксова, В.Д. Малеванского, У.Д. Мамаджанова, Н.А. Мариампольского, А.Х. Мирзаджанзаде, Д.Ф. Новохатского, О.Н. Обозина, Г.Т. Овнатанова, А.Ф. Озеренко, Л.И. Орлова, Ш.М. Рахимбаева, В.Ф. Роджерса, М.К. Сеид-Рза, И.А. Сибирко, В.Т. Суркова и др. Их работами подтверждено, что тампонажный раствор под действием перепада давления при спуске обсадной колонны и цементировании скважин может проникать в продуктивный пласт, в результате чего его жидкая фаза отфильтровывается в породы, а частицы твердой кольматируют поровое пространство коллектора. В таком состоянии коллектор становится малопроницаемым для флюидов.

Разнообразие факторов геологического, физико-химического и технико-технологического характера определяет необходимость совершенствования свойств тампонажных систем в целях повышения качества разобщения пластов. В соответствии с целью к цементным растворам предъявляются два основных требования: повышенная изолирующая способность в результате исключения образования в них флюидопроводящих каналов, обеспечения адгезии к стенкам скважины и колонны и минимальная водоотдача для снижения кольматирующего действия на продуктивные пласты (М.О. Ашрафьян, А.К. Куксов, Ю.В. Гринько и др.).

В ОАО «НПО «Бурение» разработаны комплексные реагенты-компаунды КРК-75(100) для обработки тампонажных растворов, применяемых при температурах 50–120 С. Эти реагенты включают регуляторы сроков схватывания, понизители водоотдачи, пластификаторы и др., что обеспечивает возможность одновременного регулирования основных параметров тампонажного раствора. При подготовке к цементированию исключается многоступенчатость обработки тампонажного раствора, сокращаются сроки приготовления жидкости затворения.

Отличаясь вышеуказанными преимуществами, КРК-75(100) имеют температуру применения до 120 С, что недостаточно для скважин с высокими температурами.

Нами разработаны реагенты комплексного действия с температурами применения от 30 до 180 С, использование которых для регулирования технологических показателей тампонажных растворов уменьшает влияние последних на коллекторские свойства продуктивных пластов, позволяет предотвратить образование флюидопроводящих каналов и способствует повышению качества сцепления цементного кольца со стенками скважины и обсадными колоннами.

Исследованиями установлено, что с помощью однокомпонентных добавок в тампонажный раствор трудно добиться одновременного снижения его водоотдачи и повышения тиксотропии. Исходя из этого возникла необходимость проведения исследований влияния гипана с добавками солей одно- и поливалентных металлов на структурно-механические свойства раствора-камня из ПЦТ I-100. В результате разработан комплексный реагент «гипан–отход производства себациновой кислоты (ОСК)–сульфат железа», состав которого и основные свойства тампонажных растворов приведены в табл. 5.

Тампонажный раствор с этим реагентом по сравнению с базовым имеет следующие преимущества: его водоцементное отношение может быть снижено до 0,4 при сохранении требуемой растекаемости по конусу АзНИИ; водоотдача снижается в 9–35 раз; коэффициент тиксотропии увеличивается в 1,6–3,4 раза, а двухсуточная прочность камня при изгибе – до 1,3 раз; изменением содержания ингредиентов время загустевания растворов при температуре 75 °С и давлении 20 МПа регулируется в пределах 1,3–6,3 ч.

Как подтверждено применением комплексного реагента «гипан–ОСК–сульфат железа» при цементировании эксплуатационных колонн в скважинах Северо-Ставропольского ПХГ, по данным АКЦ на 30 % улучшилось качество цементирования скважин (сцепление камня с колонной) по сравнению с базовым вариантом, заколонных флюидопроявлений не наблюдалось.

На основании проведенных исследований влияния фосфоновых комплексонов (ОЭДФ, НТФ, ДПФ-1, ДПФ-1Н и др.) на технологические свойства тампонажных растворов установлено, что по показателям водоотдачи и пластифицирующему эффекту наиболее целесообразно применение комплексона ДПФ-1Н, представляющего собой тетранатриевую соль 2-окси-1,3-пропилендиаминтетра-метиленфосфоновой кислоты.

Исследованиями установлена целесообразность совместного применения ДПФ-1Н и гипана, в результате чего разработаны комплексные реагенты для получения седиментационно-устойчивых тиксотропных тампонажных растворов с низкой водоотдачей:

– ″гипан–ДПФ-1Н–триэтаноламин″ – для растворов из ПЦТ I-100 с температурой применения 75–100 °С;

– ″гипан–ДПФ-1Н–гидроксид натрия″ – для растворов из шлаковых цементов типа ШПЦС-120(200) и их аналогов с температурой применения 120–180 °С.

Добавка реагента а тампонажные растворы из ПЦТ I-100 составляет 3,3–5,3 % от массы цемента, а в растворы из шлаковых вяжущих – 3,6–5 % от их массы (табл. 5).

Тампонажный раствор из ПЦТ I-100 с этим реагентом по сравнению с базовым имеет следующие преимущества: его водоцементное отношение может быть снижено до 0,38–0,35 при сохранении требуемой растекаемости по конусу АзНИИ; водоотдача снижается в 14–20 раз; коэффициент тиксотропии увеличивается в 1,6–2 раза, а двухсуточная прочность камня при изгибе – в 1,2–1,5 раза; время загустевания растворов при температуре 75 °С и давлении 30 МПа регулируется в пределах 1,3–2,7 ч; увеличивается адгезия цементного камня к металлу.

При обработке реагентом ″гипан–ДПФ-1Н–гидроксид натрия″ тампонажных растворов из шлаковых вяжущих типа ШПЦС их водоотдача снижается в среднем до 18–20 раз; коэффициент тиксотропии увеличивается в 3–3,5 раза; время загустевания растворов из ШПЦС-120 при температуре 120 °С и давлении 40 МПа ре-

Таблица 5 свойства тампонажных растворов с комплексными реагентами

Ингредиентный

состав

реагента,

мас. %

Содержание реагента,

% от массы цемента

Ж/Ц

Плотность, кг/м3

Расте-кае-мость,

см

Водоотдача, см3/30 мин

Тик-сотро-пия

Режим

испытаний

Время загусте-вания,

ч-мин

Параметры 2-суточного

цементного камня

Темпе-ратура,

C

Давле-ние,

МПа

Прочность  при изгибе, МПа

Газопроницаемость,

10-3 мкм2

Гипан

ОСК

Сульфат

железа

Вода

ПЦТ I-100

0,75-1,25

1,5-

2,5

0,13-2,5

93,75-

97,62

40

0,4

1950-

1960

21 – 22

7,0-

16,5

2,7 –

5,5

75

20

1–15-

6–20

3,00 –

6,90

0,215 –

0,421

Гипан

ДПФ-1Н

ЩД

Вода

ПЦТ I-100 (ЩД – ТЭА)

8 -

12

4 -

6

2 -

4

77-

86

3,3 –5,3

0,35-

0,38

2000-

2060

18 – 19

12-

17,5

2,35-

3,25

75

30

1–20-

2–40

6,30 – 7,72

0,011-

0,0387

ШПЦС-120 (ЩД – NaOH)

7 -

8

3,5 -

4,0

38 -

40

48-

51,5

3,6 – 5,0

0,40-

0,41

1890-

1900

18 – 19

14,5-

22

2,97-

3,61

120

40

3–10-

4–05

5,48 – 7,20

0,346 –

0,575

ШПЦС-200 (ЩД – NaOH)

7 -

8

3,5 -

4,0

38 -

40

48-

51,5

3,6 – 5,0

0,40-

0,41

1870-

1900

18 – 19

15-

24

2,85-

3,45

180

60

2–20-

3–00

3,16 – 3,74

0,466 –

0,687

ПАР

КОРК

НСКА

Вода

ПЦТ I-100

1,1-

1,5

0,8 –

4,8

1,0 –

1,6

92,1-97,1

50

0,5

1780-

1800

18,0-

20,0

18 –

25

3,36-

4,24

75

30

1–25-

3–00

6,50 – 7,78

0,00059 –

0,00171

Гипан

ФХЛС

ОКШЖ

Вода

ПЦТ I-100

0,6-

1,2

0,14-

0,40

0,6-

1,0

97,4-

98,66

50

0,5

1760-

1780

18,5-

19,5

7,0

19,5

2,86-

5,15

75

30

4–30-

7–40

4,50 –

7,14

0,0106 –

0,0174

ШПЦС-120

0,6-

1,2

0,14-

0,40

0,6-

1,0

97,4-

98,66

47

0,47

1720-

1740

18 – 19

8,5-

15,0

2,35-3,06

120

40

3–45-

6–25

1,98 –

3,44

0,192 –

0,235

гулируется в пределах 3–4 ч, а ШПЦС-200 – 2,3–3 ч; в результате образования при взаимодействии гипана и ДПФ-1Н высокомолекулярных соединений сложной разветвленной структуры с высокой сорбционной способностью на поверхности новообразований цементного камня его двухсуточная прочность несколько снижается.

Определено, что тампонажные растворы с комплексными реагентами «гипан–ДПФ-1Н–щелочная добавка» обладают тиксотропными свойствами, что важно в целях предотвращения миграции газа и образования в растворе-камне флюидопроводящих каналов. Петли гистерезиса (рис. 7) показывают, что при снижении скоростей сдвига тампонажных растворов измеренные значения напряжения сдвига в каждой соответствующей точке реограмм ниже таковых при замерах с повышением скоростей сдвига, т.е. напряжение в определенный момент времени зависит не только от скорости деформации, но и от предшествующего деформированного состояния, что характерно для тиксотропных дисперсных систем. По площади петли гистерезиса можно судить о тиксотропности раствора.

   u    ПЦТ I-100     Ѓ    ШПЦС-120     n    ШПЦС-200

Рисунок 7 Петли гистерезиса тиксотропных тампонажных растворов

Комплексный реагент для тампонажного раствора из портландцемента на основе полимера акрилового ряда (ПАР), натриевых солей продукта конденсации органических кислот с альдегидом (НСКА) и кремнийорганического компонента (КОРК) позволяет получить цементный камень с повышенной изолирующей способностью за счет снижения водоотдачи до 18-25 см3/30 мин и контракции при гидратации до 0,3–0,8 %, повышения коэффициента тиксотропии до 3,4–4,2 и снижения газопроницаемости в 100 и более раз образующегося при твердении камня. В работе описан механизм взаимодействия ингредиентов с обоснованием влияния на основные свойства раствора–камня.

Проведены исследования по оценке влияния хромсодержащих соединений на способность гипана изменять реологические свойства тампонажных растворов. Установлено, что обработка гипана бихроматом калия (натрия) – хромпиком – существенно отличается от его обработки феррохромлигносульфонатом (ФХЛС).

На основании проведенных исследований разработан комплексный реагент для тампонажных растворов из портландцементов и шлаковых вяжущих, включающий гипан, ФХЛС и омыленные кислоты шерстного жира (ОКШЖ), являющиеся отходом производства ланолина. В табл. 5 приведен состав реагента и основные свойства тампонажных растворов.

При введении этого реагента тампонажные растворы приобретают тиксотропные (рис. 8) и антифильтрационные свойства, а в результате кольматации порового пространства продуктами взаимодействия поливалентных катионов тампонахного раствора с ОКШЖ цементный камень имеет низкую проницаемость.

Рисунок 8 Кинетика образования тиксотропной структуры тампонажных растворов

Из рис. 8 следует, что в портландцементном растворе образование коагуляционной структуры происходит более интенсивно, чем в тампонажном растворе из ШПЦС-120, что обусловлено, в основном, различным минералогическим составом этих цементов и влиянием на них применяемых добавок.

Разработан пластификатор портландцементных тампонажных растворов, содержащий КССБ и поливиниловый спирт (ПВС), при следующем соотношении компонентов, мас. %: КССБ 50–86; ПВС 14–50, обеспечивающий снижение водоцементного отношения до 0,4, водоотдачи в 14–22 раза, повышение коэффициента тиксотропии в 2–3,6 раза, а при твердении – образование цементного камня с двухсуточной прочностью при 75 °С и давлении 30 МПа, превышающей прочность камня базового образца в 1,6–2 раза, и повышенными изоляционными свойствами. Температура применения реагента – до 100 °С.

Для применения в условиях нормальных температур (30–50 °С) КССБ как сильный замедлитель сроков схватывания тампонажных растворов может быть заменен на реагент С-3. При этом синергетический эффект совместного применения ПВС и С-3 в части замедления сроков загустевания тампонажных растворов, обусловленный взаимодействием компонентов, как в случае использования КССБ с ПВС, не наблюдается.

Все тампонажные растворы с комплексными реагентами являются седиментационо-устойчивыми дисперсными системами, водоотделение до 3 мл имеют лишь некоторые составы на основе шлаковых вяжущих.

Тампонирующие составы для изоляции водопритоков. Из неселективных методов изоляции водопритоков в настоящее время наиболее часто применяется способ установки в скважинах цементных мостов. При этом важным условием, как и любых изоляционных работ, за исключением полной изоляции продуктивного горизонта, является избирательная закупорка обводненных интервалов.

При проведении работ по изоляции подошвенных вод основной целью является отсечение водоносной части пласта от продуктивного горизонта. Для этого требуется применение специальных тампонирующих материалов, которые могли бы создать в среде пластовых вод прочный низкопроницаемый цементный мост, обеспечив сохранение дебитов скважины в послеремонтный период эксплуатации.

Известно, что для получения качественного изоляционного моста необходимо обеспечить получение безусадочного цементного камня низкой проницаемости и высокой прочности. Получить такой цементный камень можно за счет снижения водопотребности и водоотдачи тампонажного раствора путем введения пластифицирующих добавок и понизителей водоотдачи.

Исследованиями установлено, что введение в тампонажный раствор пластификатора Дофен в количестве до 2 % от массы цемента позволяет снизить В/Ц до 0,35. Однако водоотдача при этом снижается незначительно. Дополнительное введение в тампонажный раствор 0,5–1,0 % ПВС от массы цемента обеспечивает снижение водоотдачи тампонажного раствора с 246 до 6–7 см3/30 мин. При этом растекаемость тампонажного раствора находится в пределах 20 см, а его плотность составляет 1920–1960 кг/м3. Благодаря пониженному водосодержанию тампонажного раствора прочность цементного камня с этими добавками на 20 % выше, а газопроницаемость в 1,5–2,0 раза ниже, чем без добавок. Время загустевания регулируется реагентами, применяемыми в буровой практике. Полученный цементный камень с низкой проницаемостью является безусадочным и обеспечивает высокую изолирующую способность моста. При установке моста в целях исключения разбавления тампонажной суспензии водой или другими рабочими растворами предусматривается применение разделительных жидкостей или пробок.

Аналогом Дофена, выпускаемого ранее в Украине, является пластификатор С-3 российского производства.

Проведены исследования влияния комплексного реагента ПВС–С-3 на основные свойства тампонажных растворов из ПЦТ I-G-СС-1.

Регулируя соотношение ингредиентов, водоотдачу можно снизить до 10 см3/30 мин. При этом водоотдача не обработанного реагентом раствора составляет 107 см3/30 мин.

Следовательно, для установки изоляционного моста в скважине может быть рекомендован тампонажный раствор с добавками до 2 мас. % пластификатора на основе нафталинсульфокислоты (Дофен, С-3 и др.) и ПВС в количестве 0,5–1,0 % от массы цемента.

Тампонажные растворы с ПВС–С-3 применялись при проведении ремонтно-изоляционных работ в газовых и газоконденсатных скважинах на месторождениях Западной Сибири, в скважинах ПХГ Самарской обл. с положительным результатом: производительность скважин после ремонта увеличилась.

Тампонажный раствор для изоляции притоков посторонних вод. Прорывы посторонних вод, расположенных как ниже подошвы, так и выше кровли продуктивного пласта, опасны для залежи. Происходят они в результате негерметичности цементного кольца за обсадной колонной как в процессе освоения, так и по истечении некоторого периода эксплуатации скважин. Посторонние воды изолируют цементированием скважины под давлением с целью уплотнения цементного кольца. При этом качество изоляции зависит от проникающей способности или подвижности (напряжения сдвига) цементного раствора, в особенности при малом радиусе водопроводящих каналов, а также от показателей водоотдачи, тиксотропии и седиментационной устойчивости.

Поскольку одной из причин неудачных операций при исправительном цементировании является нарушение адгезионных связей цементного камня с породой и колонной, а иногда и разрыв пласта, обусловленные высокими развиваемыми давлениями при закачивании цементных растворов в зоны устранения дефектов, требованием, предъявляемым к тампонажному материалу, предусмотрено обеспечение пониженных сопротивлений при прокачке. Такому требованию отвечает разработанный нами тиксотропный тампонажный раствор с низким значением динамического напряжения сдвига (τо) на основе отхода производства себациновой кислоты (ОСК), катионактивного вещества на основе алкилимидозолинов (КАИЗ) и радиализованного γ-излучением полиакриламида (РПАА).

Тампонажный раствор имеет следующие технологические показатели: плотность 1700–1740 кг/м3, растекаемость 18–20 см; водоотдача 14–23 см3/30 мин, τо = 5–10 дПа, тиксотропия 2,2–3,7, водоотделение 0–0,5 мл, в то время как не обработанный химреагентами портландцемент с В/Ц 0,5 характеризуется следующими значениями показателей в порядке их перечисления – 1840 кг/м3, 22 см, 212 см3/30 мин, 293 дПа, 1,5 и 6,8 мл соответственно.

В работе приведен механизм взаимодействия ингредиентов с обоснованием их влияния на параметры растворов и цементного камня.

Технология изоляции подошвенных водопритоков с предварительным блокированием продуктивного пласта. С целью сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта нами разработана новая технология ремонтно-изоляционных работ, включающая предварительную закачку буферной жидкости (дизтопливо, газоконденсат или др.), блокирование продуктивного горизонта не загрязняющей пласт пенообразующей жидкостью с наполнителем и изоляцию водоносного пласта тиксотропным тампонажным раствором с низкой водоотдачей (рис. 9).

1,2- цементировочный агрегат; 3 - блок приготовления раствора; 4 - тройник; 5 - эжектор; - продуктивный пласт;- блокирующий агент;- изолирующий агент

Рисунок 9 Схема обвязки скважины при проведении ремонтно-изоляционных работ

в условиях АНПД

Последовательность проведения ремонтно-изоляционных работ описана в диссертации.

Применение буферной жидкости и блокирующего агента с определенными значениями вязкостей, удовлетворяющих условиям: ηбуф < ηпл (ηпл – вязкость пластовой воды) и ηбл > ηпл, а также определяемой расчетом разницы давлений продавки агентов способствует тому, что газоносный пласт блокируется специальной жидкостью, а водоносный горизонт изолируется тампонажным раствором. При этом сохраняются коллекторские свойства продуктивного пласта и обеспечивается надежная изоляция притока подошвенной воды в условиях АНПД.

Технология нашла широкое применение при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах с АНПД на месторождениях Западной Сибири.

Шестая глава посвящена разработке технологических жидкостей для глушения скважин в условиях АНПД, в том числе содержащих наполнители растительного происхождения.

Анализом технической и патентной литературы установлено, что с целью сохранения коллекторских свойств пласта глушение скважин следует производить жидкостями с минимальными проникновением в призабойную зону и воздействием на ФЕС пласта.

К таким жидкостям относятся биополимерные системы, широко применяемые в настоящее время при вскрытии продуктивных пластов, но пока ограниченно используемые в ремонте скважин.

Для глушения скважин в условиях АНПД нами разработаны составы биополимерных блокирующих жидкостей (БПБЖ) на основе биополимера Сараксан-Т.

В связи с расширением объема работ на месторождениях Западной Сибири и Крайнего Севера рецептуры БПБЖ разработаны в двух вариантах (летнем и зимнем), включая возможность применения без замерзания в жестких климатических условиях при температурах до минус 40 С.

Структурно-реологические показатели и антифильтрационные свойства БПБЖ обусловлены синергетическим эффектом взаимодействия Сараксан-Т и Полицелл КМК-БУР2, имеющих различную структуру и кислотно-основные свойства, а также их взаимодействием с другими ингредиентами биополимерных систем с образованием сложных высокомолекулярных соединений (ВМС), способствующих снижению проникновения в пласт в результате увеличения фильтрационных сопротивлений в пористых средах.

В диссертации приведены результаты исследования структурно-реологичес-ких свойств БПБЖ-Л (летний вариант) плотностью 600÷800 кг/м3 и БПБЖ-М (зимний вариант) плотностью 632÷990 кг/м3 с построением реограмм. Определено, что реологическое поведение данных биополимерных систем описывается степенной моделью Оствальда – де Ваале, а низкие значения коэффициента нелинейности характеризуют их высокую псевдопластичность, что в совокупности с высокими антифильтрационными свойствами позволяет использовать разработанные биополимерные жидкости и для вскрытия продуктивных пластов при заканчивании скважин.

Проведенные исследования на кернах проницаемостью 0,3–0,5 мкм2 свидетельствуют о достаточно высокой степени восстановления их проницаемости (78–96 %) после воздействия разработанных составов БПБЖ с репрессией 0,7 МПа. Причем деблокирование кернов происходит при незначительных обратных давлениях (до 0,1 МПа) и их дополнительной обработки (например, кислотной или растворами ПАВ) для восстановления проницаемости не требуется.

Увеличение репрессии до 5–6 МПа при продавке БПБЖ в керн приводит к повышению давления деблокирования до 1–1,2 МПа с необходимостью применения деструкторов для восстановления проницаемости кернов, что не всегда преемлемо в скважинах с АНПД и рыхлыми слабосцементированными пластами на истощенных месторождениях. Это указывает на необходимость применения в осложненных условиях блокирующих систем другого качественного состава.

На основании результатов анализа способов глушения скважин месторождений и ПХГ ОАО «Газпром» и проведенных нами экспериментальных исследований установлено, что для глушения скважин с АНПД в целях сохранения ФЕС коллекторов в процессе капитального ремонта наиболее целесообразно применение пеноэмульсий с наполнителями растительного происхождения в качестве блокирующих жидкостей.

С учетом изложенных в диссертации требований к наполнителям в блокирующие жидкости нами разработаны реагенты-наполнители: травяная мука (ТМ) из отходов сельскохозяйственного производства; Целлотон-РС и АПТОН-РС на основе торфа, модифицированного полимерной и щелочной добавками.

При разработке торфяных наполнителей установлено, что их качество зависит от типа применяемого торфа (верховой, переходный, низинный), степени его разложения и влажности, а блокирующая способность пеноэмульсий – от содержания наполнителя в ее составе.

Исследования показывают, что пеноэмульсия с торфощелочным наполнителем (ТЩН) на основе торфа верхового типа имеет лучшую блокирующую (закупоривающую) способность, чем на основе торфа переходного типа (рис. 10).

При исследовании блокирующей способности пеноэмульсий с ТЩН, приготовленным из сосногорского торфа верхового типа различной влажности, установлено, что применение торфа с влажностью более 25 % приводит к снижению давления прорыва пенного экрана.

1 –  сосногорский торф (верховой); 2 – вынгапуровский торф (переходный)

Рисунок 10 Зависимость блокирующей способности пеноэмульсий с ТЩН от содержания наполнителя и типа используемого торфа

Из рис. 11 следует, что для обеспечения давления блокирования в пределах 20÷25 МПа содержание торфа с влажностью более 25 % должно быть увеличено с 2,7–3,5 % (у менее влажного торфа) до 4–5 %.

Характеристики разработанных нами наполнителей описаны в диссертации, где также приведены результаты исследований блокирующих жидкостей (БЖ) с различными наполнителями, в т.ч. с древесными опилками, древесной корой и Полицелл-Ф (разработан В.В. Романовым) для оценки возможности их применения в пеноэмульсиях на основе незамерзающей пенообразующей жидкости (НПОЖ) следующего состава, об. %: 25 %-ный раствор КССБ – 20; дизтопливо (газоконденсат) – 20; раствор СаСl2 плотностью 1180–1200 кг/м3 – 60.

Влажность торфа, %: 1 –  16,35;  2 –  22,81;  3 –  22,55; 4 –  33,51;  5 –  39,20;  6 –  43,65;  7 –  47,22

Рисунок 11 Зависимость блокирующей способности пеноэмульсий с ТЩН
из торфа различной влажности от количества наполнителя

Характер изменения фильтрационных свойств пеноэмульсий с наполнителями (рис. 12) показывает, что наименьшей фильтрации подвержены БЖ с торфяными наполнителями (АПТОН-РС, Целлотон-РС, Полицелл-Ф) и ТМ.

ДО – древесные опилки; ДК – древесная кора; П-Ф – Полицелл-Ф;

Ц-РС – Целлотон-РС; А-РС – АПТОН-РС; ТМ – травяная мука

Рисунок 12 Фильтрация пеноэмульсий с различными наполнителями

В результате проведенных исследований физико-химических и технологических свойств пеноэмульсий на основе незамерзающей пенообразующей жидкости (НПОЖ) вышеприведенного состава с растительными наполнителями разработаны рецептуры технологических жидкостей для глушения скважин в условиях АНПД. Ингредиентный состав, основные свойства и обоснование механизма взаимодействия компонентов приведены в диссертации.

Пеноэмульсия с ТЩН, содержащая кубовый остаток производства фурфурилового спирта (КОФС), имеет кратность 1,2–1,6, устойчивость 86400–129600 с/см3, давление прорыва блокирующего экрана 11,5–21 МПа, давление деблокирования 0,1–0,5 МПа, коэффициент восстановления проницаемости искусственного керна 0,92–0,96.

Пеноэмльсия с биополимером Ритизан (шт. Acinetobacter Sp.) и наполнителем – торфом, содержащая в качестве лигносульфоната  ЛСТП или КССБ, имеет кратность 2,5–3,2, устойчивость 86400–115200 с/см3, давление прорыва блокирующего экрана 11,5–17,5 МПа, давление деблокирования 0,15–0,2 МПа, коэффициент восстановления проницаемости искусственного керна 0,96–0,98.

Ритизан обладает заметной поверхностной активностью и эмульгирующими свойствами. Это способствует повышению кратности, улучшению структурно-реологических показателей пеноэмульсии и снижению ее фильтрации, что в совокупности со свойствами торфяного наполнителя придает системе высокую блокирующую способность.

Пеноэмульсия с наполнителем травяная мука (ТМ) имеет кратность 2,6–3,4, стабильность фазового состава 93–96 %, давление прорыва блокирующего экрана 7,5–13,5 МПа, давление деблокирования 0,16–0,3 МПа, коэффициент восстановления проницаемости искусственного керна 0,94–0,97.

Проведенными исследованиями и опытно-промышленными испытаниями при глушении скважин Северо-Ставропольского ПХГ установлено, что применение пеноэмульсий с травяной мукой с низкими фильтрационными свойствами (см. рис. 13) снижает вероятность взаимодействия фильтрата с породой продуктивного пласта и предотвращает ухудшение его первоначальных ФЕС. До 3–7 сут сокращаются сроки освоения скважин и их выхода на доремонтный режим эксплуатации.

Исследованиями установлено, что оценка фильтрационных свойств пенных систем должна проводиться по коэффициенту фильтрации Кф с учетом их кратности К и исходного объема пенообразующей жидкости Vнпож  с использованием формулы для его расчета:

       (4)

где Vпэ и Vф – объемы пеноэмульсии (см3) и полученного из нее фильтрата (см3/30 мин) соответственно.

Определено, что для обеспечения высоких технологических показателей жидкостей глушения с наполнителем технология их приготовления должна осуществляться с учетом химического состава входящих в него ингредиентов с целью адаптации применяемого наполнителя к составу жидкости-носителя.

Инвертные эмульсии с наполнителем АПТОН-РС. Опыт эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений свидетельствует о том, что при глушении и проведении ремонтных работ в скважинах, продуктивные пласты которых содержат большое количество глинистого материала, технологическими жидкостями (ТЖ) на водной основе ФЕС пластов постепенно ухудшаются. Это ведет к увеличению объёма работ по декольматации призабойной зоны.

Минимально воздействующими на пласт являются системы на углеводородной основе, в частности, инвертные эмульсии (ИЭ), которые находят всё более широкое применение благодаря способности сохранять естественные ФЕС продуктивных пластов.

На основании проведенных исследований нами разработана рецептура ИЭ с наполнителем АПТОН-РС, которая может быть представлена как эмульсионно-суспензионная система, обеспечивающая получение стабильной ТЖ с повышенным блокирующим эффектом и низким давлением деблокирования пласта.

Для практического применения рекомендуется ИЭ, состоящая из углеводородной жидкости, раствора СаСl2 плотностью 1200 кг/м3 и эмульгатора-эмультала при следующем соотношении компонентов, об. %: раствор СаСl2 ( =1200 кг/м3) 70–75; дизтопливо (газоконденсат) 20–27; эмультал 3,0–4,5; наполнитель АПТОН-РС  7÷10 мас. % от объёма ИЭ в зависимости от геолого-технических условий скважины и проницаемости продуктивного пласта, блокируемого на время проведения ремонтных работ.

Результаты стендовых испытаний блокирующих свойств ИЭ с наполнителем АПТОН-РС, приведенные в табл. 6, показывают, что приготовление стабильных во времени ТЖ с наполнителем АПТОН-РС с повышенными антифильтрационными и закупоривающими свойствами для временного блокирования продуктивного пласта следует осуществлять с увеличенным до 3–4 мас. % (от объема ИЭ) содержанием эмультала  с учетом его адсорбции реагентом АПТОН-РС. Использование ИЭ состава 1 без наполнителя, ранее применяемого УИРС ООО «Надымгазпром» для блокирования пластов при глушении, допускается только в качестве рабочей ТЖ для ведения ремонтных работ.

Таблица 6 Результаты определения основных свойств и коэффициента восстановления

проницаемости песчаных кернов после воздействия инвертных эмульсий с АПТОН-РС

Состав ИЭ, об. %

(содержание АПТОН-РС – в мас. % от объёма ИЭ)

Показатели основных свойств

ИЭ с наполнителем

Давление, МПа

Проницаемость,

мкм2

Квосст. пр.,

%

,

кг/м3

Ф30 мин,

мл

СНС1/10,

дПа

ЭС,

В

Рблок

Робр

начальная

конеч-ная

1. 70 р-р СаCl2  + 28 ДТ + 2 эмультал  + 1 БГ

1085

6,0

(2,4)*

  19/24

  УВ-88с

95

испытания не проводились, т.к. ИЭ

легко фильтруется при Р = 10 МПа

2. 70 р-р СаCl2 + 28 ДТ + 2 эмультал  + 1  БГ + 10 АПТОН-РС

1145

1,8

(1,1)*

  43/77

95

7,8

0,10

2,00

1,14

57,0

Продолжение таблицы 6

Состав ИЭ, об. %

(содержание АПТОН-РС – в мас. % от объёма ИЭ)

Показатели основных свойств

ИЭ с наполнителем

Давление, МПа

Проницаемость,

мкм2

Квосст. пр.,

%

,

кг/м3

Ф30 мин,

мл

СНС1/10,

дПа

ЭС,

В

Рблок

Робр

начальная

конеч-ная

3. 70 р-р СаCl2  + 28 ДТ + 2 эмультал  +  2 БГ

1083

5,4

(2,1)*

  29/34

  УВ-148с

80

испытания не проводились, т.к. ИЭ

легко фильтруется при Р = 10 МПа

4. 70 р-р СаCl2 + 28 ДТ + 2 эмультал  + 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-р СаCl2  + 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-р СаCl2  + 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 соискателя разработаны «Рекомендации по применению органоминерального реагента АПТОН-РС в качестве наполнителя жидкостей глушения», в которых помимо составов технологических жидкостей с АПТОН-РС (пеноэмульсий, инвертных эмульсий и полимергликолевого раствора) приведены технологии их приготовления и применения при ремонте скважин с АНПД на месторождениях Крайнего Севера.

На выпуск опытных партий наполнителя разработаны ТУ 0392-801-00158770-2006 «Органоминеральный реагент «АПТОН-РС». Технические условия», Р  Газпром «Рекомендации на производство и применение органоминерального реагента при проведении ремонтных работ в газовых и газоконденсатных скважинах», получено санитарно-эпидемиологическое заключение, подтверждающее экологическую безопасность его применения.

Инвертные эмульсии с наполнителем АПТОН-РС использовались в качестве блокирующей жидкости для глушения скважин на Медвежьем ГКМ, а пеноэмульсии с этим наполнителем применялись для блокирования коллекторов при глушении скважин на Вынгапуровском и Комсомольском ГМ. Применение этих блокирующих жидкостей позволило сократить сроки освоения скважин после ремонта до 2–3 сут с восстановлением их дебитов и получить дополнительный объем углеводородной продукции.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате проведенных теоретических, экспериментальных и промысловых исследований и научного обобщения полученных данных в области заканчивания и ремонта скважин решена важная для отрасли и экономики России проблема повышения объемов добычи газа, имеющая большое народнохозяйственное значение.

На основании результатов аналитических исследований состояния вопросов заканчивания и ремонта скважин в осложненных горно-геологических условиях (сероводородная агрессия, АВПД, АНПД) разработаны и нашли практическое применение тампонажные материалы и технологические жидкости с улучшенными физико-механическими и структурно-реологическими свойствами, что способствует повышению качества заканчивания и ремонта скважин с сохранением коллекторских свойств продуктивных пластов и увеличению их производительности.

Разработаны научно обоснованные положения, обуславливающие комплексный подход к оценке состояния крепи скважин (цементного кольца и металла обсадных труб), реализованные при создании новых методов коррозионных испытаний, разработке новых сероводородостойких цементов и ингибирующих добавок в тампонажные растворы, одновременно повышающих термодинамическую устойчивость металла и новообразований цементного камня к воздействию сероводорода. Научно обоснована с описанием механизма взаимодействия ингредиентов разработка новых технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин в осложненных горно-геологических условиях.

1. Аналитическими исследованиями установлено, что одной из основных причин потери продуктивности скважин является необоснованный подход к применению технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин. Использование технологических жидкостей без учета их физико-химических характеристик и геолого-физических особенностей коллекторов приводит к ухудшению ФЕС последних, резкому снижению производительности скважин.

2. Разработаны методы коррозионных испытаний, в т.ч.  в условиях, приближенных к условиям скважин по температуре, давлению и концентрации сероводорода, позволяющие реально оценить свойства цементного камня с позиций его устойчивости к воздействию сероводородных агрессивных сред.

Изучен механизм сероводородной коррозии цементного камня из различных вяжущих. Экспресс-методом установлены коэффициенты активности тампонажных цементов к взаимодействию с сероводородом, определены коэффициенты коррозионной стойкости цементного камня в условиях, имитирующих термобарические условия скважин.

3. На основании экспериментальных исследований и опытно-промышленных испытаний разработаны коррозионно-стойкие цементы (НКИ-и, НП-и, ПЦТ I-100 + ЦПУ, ПЦТ I-100 + сидеритовая руда) и ингибированные тампонажные растворы, применение которых при цементировании сероводородсодержащих скважин повышает надежность их крепи.

При твердении ингибированных тампонажных растворов образуется цементное кольцо повышенной коррозионной стойкости, обеспечивающее эффективную защиту внешней поверхности обсадных труб от сероводородной коррозии.

4. Определено, что высокие защитные свойства в тампонажных растворах сохраняют водорастворимые ингибиторы пленочного типа на основе морфолина, обладающие термостойкостью, хорошей сорбционной способностью и химической совместимостью со щелочной средой поровой жидкости цементного камня. В наибольшей степени этим требованиям отвечает ингибитор ВФПМ.

5. Выявлено, что для обеспечения высокой степени защиты металла концентрация ингибитора ВФПМ в поровой жидкости цементного камня должна быть не менее 0,7 %. С учетом адсорбции ингибитора на поверхности гидратных новообразований его содержание в воде затворения для различных типов цементов находится в пределах 1,3 – 2,2 %.

6. Для цементирования скважин с содержанием сероводорода в флюиде пласта 625 % при повышенных и высоких температурах следует применять тампонажные  материалы на шлаковой основе (ШПЦС-120  и  ШПЦС-200),  смеси ПЦТ I-100 + ЦПУ, ПЦТ I-100 + сидеритовая руда с 0,61,1 % ингибитора ВФПМ или его аналогов от массы цемента, а также ингибированные при изготовлении цементы НКИ.

Для регулирования технологических свойств ингибированных тампонажных растворов рекомендуется использовать химические реагенты и их комбинации, не ухудшающие эффективности действия ингибиторов (мас. %): декстрин (0,10 – 0,70); хромпик (0,05 – 0,50); СДБ (0,10 – 0,30); КМЦ (0,10 – 0,25).

Для крепления малосернистых скважин с умеренными температурами может использоваться портландцемент с разработанными комплексными ингибирующими добавками на основе морфолина.

7. Разработаны составы ингибированных тампонажных растворов и комплексные ингибиторы для применения в различных термобарических условиях, применение которых повышает качество крепления сероводородсодержащих скважин.

Разработанные коррозионно-стойкие  цементы и ингибированные тампонажные растворы внедрены при креплении сероводородсодержащих скважин Астраханского ГКМ, месторождений Саман-Тепе и Советабад в Восточной Туркмении.

8. Подтверждено, что качество разобщения пластов определяется как комплексом технологических мероприятий в процессе цементирования, так и физико-химическими свойствами применяемых буровых и тампонажных растворов. Несоответствие указанных факторов горно-геологическим условиям приводит к осложнениям, негативно влияющим на создание качественной крепи скважин.

9. Для регулирования свойств цементных растворов физико-химическими методами разработаны комплексные реагенты, использование которых позволяет снизить водоотдачу, повысить седиментационную устойчивость и тиксотропию тампонажных растворов, повысить прочность и снизить газопроницаемость цементного камня. Применены при цементировании скважин Северо-Ставропольского ПХГ.

10. С целью изоляции водопритоков разработаны и внедрены составы тампонажных растворов для установки изоляционных мостов в газовых и газоконденсатных скважинах, в т.ч. в условиях АНПД. Применение комплексных реагентов в тампонажных растворах обусловливает их низкую фильтрацию и седиментацию, повышенную тиксотропию, снижение пористости, получение плотного малопроницаемого конгломерата цементного камня, обеспечивающего прочный контакт с ограничивающими поверхностями металла обсадных труб и горной породы.

11. Установлено, что после ремонтно-изоляционных работ по существующей технологии происходит снижение дебита скважин на 50–60 % от доремонтного. Разработаны и внедрены на месторождениях Западной Сибири тампонажные растворы с комплексным реагентом и новая технология изоляции подошвенных водопритоков в условиях АНПД газовых скважин с предварительным блокированием продуктивного горизонта, позволяющая сохранить его коллекторские свойства и повысить производительность скважин.

12. На основе полисахаридного комплекса Сараксан-Т–КМК БУР2 разработаны биополимерные жидкости пониженной плотности с  псевдопластическими и антифильтрационными свойствами для глушения скважин в условиях АНПД, способствующие сохранению проницаемости коллекторов.

Получены кривые течения (реограммы) и уравнения, описывающие реологическое поведение разработанных биополимерных систем степенной моделью Оствальда – де Ваале. Высокая псевдопластичность биополимерных жидкостей расширяет область их применения: эти системы могут использоваться для вскрытия продуктивных пластов при бурении скважин в осложненных условиях, в том числе горизонтальных и наклонно-направленных, а также бурения боковых стволов и освоения скважин.

13. В результате проведенного анализа применения жидкостей глушения при проведении РВР в скважинах с АНПД предприятий ОАО «Газпром» установлена целесообразность использования волокнистых материалов, в т.ч. растительного происхождения, в качестве наполнителей блокирующих жидкостей, что обеспечивает сохранение ФЕС продуктивных пластов.

14. Разработаны наполнители: из отходов сельскохозяйственного производства – травяная мука; из модифицированного щелочной и полимерной добавками торфа – Целлотон-РС, АПТОН-РС, а также жидкости глушения с этими наполнителями – пеноэмульсии на основе незамерзающей пенообразующей жидкости и инвертные системы с высокими антифильтрационными, структурно-реологичес-кими, блокирующими свойствами и низким давлением деблокирования пласта, применение которых при глушении скважин в условиях АНПД способствует сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов и повышению производительности скважин.

15. Определено, что для обеспечения высоких технологических показателей блокирующих жидкостей с наполнителями технология их приготовления должна осуществляться с учетом химического состава входящих в наполнитель ингредиентов с целью его адаптации к составу жидкости-носителя.

Рекомендованы технологии приготовления блокирующих жидкостей на основе пеноэмульсий с наполнителями из модифицированного торфа различного состава и травяной муки.

16. Опытно-промышленные испытания и внедрение разработок, направленных на повышение качества заканчивания и ремонта скважин, проведены на скважинах б. ПО «Астраханьгазпром», «Туркменгазпром», ООО "Уренгойгазпром",  "Тюментрансгаз", "Ноябрьскгаздобыча", "Ямбурггаздобыча", "Надымгазпром", "Кавказтрансгаз", "Газпром ПХГ". Экономический эффект при этом составил 555,9 млн. рублей.

Основное содержание диссертационной работы опубликовано в 160 печатных работах, в том числе 46 авторских свидетельствах и патентах на изобретения. Соискателем приводятся некоторые из них, включая 2 обзора (№ 11, 35) и 26 работ (№ 2, 3, 5–9, 12, 14–16, 18–23, 25, 34, 36–42), опубликованных в рекомендуемых ВАК РФ рецензируемых изданиях:

  1. Перейма А.А. Цемент тампонажный сероводородостойкий НКИ и НП // РНТС. Сер. Бурение газовых и морских нефтяных скважин. – М.: ВНИИЭгазпром, 1982. – Вып. 6. – С. 23–24.
  2. Экспресс-метод оценки активности тампонажных материалов к сероводороду / Ю.И. Петраков, А.А. Перейма, В.И. Зубков и др. // Нефтяное хозяйство. – 1983. – № 4. – С. 67–68.
  3. Метод исследования коррозионной стойкости тампонажных материалов при повышенных температурах и давлениях / Ю.И. Петраков, А.А. Перейма, Г.Д. Дибров и др. // Нефтяное хозяйство. – 1984. – № 1. – С. 18–21.
  4. Применение коррозионностойких тампонажных растворов для крепления скважин с сероводродосодержащей продукцией / А.А. Перейма, Ю.И. Петраков, Л.А. Крепкая, В.Ф. Волошин // Тез. докл. VI Республ. конфер. по физико-химии, технологии получения и применения промывочных жидкостей, дисперсных систем и тампонажных растворов. – Киев: ИКХХВ АН УССР, 1985. – С. 106–107.
  5. Перейма А.А., Петраков Ю.И. Влияние добавок химреагентов на защитные свойства ингибированных тампонажных растворов // Экспр.-инф. Сер. Бурение. – М.: ВНИИОЭНГ, 1985. – Вып. 9. – С. 14–17.
  6. Петраков Ю.И., Перейма А.А., Заручаев Г.И. Совершенствование крепления скважин на Астраханском ГКМ // Газовая промышленность. – 1985. – № 9. – С. 26.
  7. Коррозионная стойкость цементного камня в сероводородных средах / А.А. Перейма, Ю.И. Петраков, С.Б. Трусов и др. // Нефтяное хозяйство. – 1986. – №3. – С. 29–32.
  8. Применение ингибированных тампонажных растворов / А.А. Перейма, Ю.И. Петраков, В.Ф. Волошин и др. // Газовая промышленность. – 1986. – № 12. – С. 38–39.
  9. Петраков Ю.И., Перейма А.А. Повышение надежности крепления скважин в условиях сероводородной агрессии // Газовая промышленность. – 1987. – № 6 – С. 14–16.
  10. Перейма А.А., Петраков Ю.И., Перцева Л.В. Ингибированный тампонажный раствор // Тез. докл. VIII научн-практ. конф. "Совершенствование технологии бурения скважин в осложненных горно-геологических условиях Восточной Туркмении". – Ашхабад: ТуркменНИИНТИ, 1988. – С. 29–30.
  11. Перейма А.А., Петраков Ю.И. Пути предотвращения сероводородной коррозии в целях повышения надежности и долговечности скважин // Обз. инф. Сер. Коррозия и защита сооружений в газовой промышленности. – М.: ВНИИЭгазпром, 1988. – Вып. 3. – 19 с.
  12. Перейма А.А. Тампонажные смеси на основе отходов производства // Газовая промышленность. – 1988. – № 12 – С. 30–31.
  13. Экономическая оценка применения ингибированных тампонажных растворов для крепления сероводородсодержащих скважин Астраханского ГКМ / В.Т. Онищенко, А.А. Перейма, Ю.И. Петраков, В.П. Бронникова // Производственный и научно-технический опыт, рекомендуемый для внедрения в газовой промышленности: Информ. сб. – М.: ВНИИЭгазпром, 1989. – Вып. 1. – С. 67–70.
  14. Перейма А.А., Бакуменко В.С. Тампонажный материал на базе отхода строи-тельного производства // Экспр.-инф. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М.: ВНИИОЭНГ, 1990. – Вып. 1. – С. 28–31.
  15. Перейма А.А. Применение ингибированных тампонажных растворов для крепления скважин месторождений Восточной Туркмении // Экспр.-инф. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М.: ВНИИОЭНГ, 1990. – Вып. 2. – С. 12–15.
  16. Перейма А.А., Петраков Ю.И., Перцева Л.В. Совершенствование цементирования скважин месторождения Саман-Тепе // Эспр.-инф. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М.: ВНИИОЭНГ, 1990. – Вып. 3. – С. 15–17.
  17. Тампонажный раствор для цементирования скважин в условиях воздействия агрессивных сред / А.А. Перейма, Л.В. Перцева, В.Ф. Волошин и др. // Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в нефтяной промышленности: Информ сб. – М.: ВНИИОЭНГ, 1990. – Вып. 3. – С. 37–38.
  18. Перейма А.А. Тампонажный раствор для крепления сероводородсодержащих скважин // Газовая промышленность. – 1991. – № 7. – С. 23–24.
  19. Технология и составы для устранения межколонных газопроявлений / К.М. Тагиров, В.И. Ильяев, А.А. Перейма и др. // Газовая промышленность. – 1991. – № 11. – С. 24–25.
  20. Контроль технического состояния скважин ПХГ / С.В. Долгов, Р.А. Гасумов, А.А. Перейма и др. // Газовая промышленность. – 1997. – № 3. – С. 57–59.
  21. Тампонирующий материал для ремонтно-изоляционных работ / К.М. Тагиров, Р.А. Гасумов, А.А. Перейма и др. // Газовая промышленность. – 1998. – № 1. – С. 40–41.
  22. Крепление скважин при вскрытии продуктивных пластов / К.М. Тагиров, Р.А. Гасумов, А.А. Перейма и др. // Газовая промышленность. – 1998. – № 10. – С. 42–44.
  23. Пенные системы с наполнителем для глушения скважин / К.М. Тагиров, Р.А. Гасумов, А.А. Перейма и др. // Газовая промышленность. – 1999. – № 8. – С. 50–51.
  24. Изоляция притока подошвенных вод с предварительным блокированием продуктивного пласта / Р.А. Гасумов, В.З. Минликаев, А.А. Перейма и др. // Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений и ПХГ: Сб. науч. тр. / СевКавНИПИгаз. – Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2000. – Вып. 32. – С. 117–121.
  25. Гасумов Р.А., Перейма А.А. Повышение качества крепления скважин // Газовая промышленность. – 2001. – № 5. – С. 44–46.
  26. Перейма А.А., Гасумов Р.А. Повышение качества разобщения пластов методами физико-химического модифицирования тампонажных растворов // Проблемы капитального ремонта скважин, эксплуатации ПХГ и экологии: Сб. науч. тр. / СевКавНИПИгаз. – Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2002. – Вып. 36 – С. 135–140.
  27. Перейма А.А., Черкасова В.Е. Влияние фракционного состава наполнителей на технологические свойства пеноэмульсий // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: Сб. науч. тр. / СевКавНИПИгаз. – Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2003. – Вып. 39. – С. 54–59.
  28. Перейма А.А., Черкасова В.Е., Гасумов Р.Р. Применение жидкостей глушения с наполнителями при проведении ремонтно-восстановительных работ // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: Сб. тез. докл. межд. науч.-практ. конф. (22–26 сент., г. Кисловодск). – Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2003. – С. 13–15.
  29. Перейма А.А., Черкасова В.Е., Тукаева Г.Ф. К вопросу оценки фильтрационных свойств пеноэмульсий с растительными наполнителями // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: Сб. науч. тр. / СевКавНИПИгаз. – Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2004. – Вып. 41. – С. 159–168.
  30. Перейма А.А., Гасумов Р.А., Черкасова В.Е. Совершенствование рецептур промывочных жидкостей для бурения скважин в мерзлых породах // Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти: Сб. докл. межд. науч.-практ. конф. (11–15 сент., г. Кисловодск). – Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2006. – С. 32–38.
  31. К вопросу организации промышленного производства реагента-наполнителя технологических жидкостей для ремонта скважин / А.А. Перейма, С.А. Акопов, М.Н. Пономаренко и др. // Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти: Сб. докл. межд. науч.-практ. конф. (11–15 сент., г. Кисловодск). – Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2006. – С. 104–113.
  32. Опыт применения жидкостей глушения с наполнителями при проведении ремонтных работ в скважинах с АНПД / А.А. Перейма, Р.А. Гасумов, В.Е. Черкасова и др. // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Спец. сб. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. – № 1. – С. 37–42.
  33. Оценка закупоривающих свойств наполнителей для жидкостей временного блокирования пласта при ремонте скважин с АНПД / А.А. Перейма, Р.А. Гасумов, В.Е. Черкасова и др. // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Спец. сб. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. – № 4. – С. 17–24.
  34. Перспективы применения биополимеров в технологических жидкостях для капитального ремонта скважин / А.А. Перейма, Р.А. Гасумов, В.Е. Черкасова и др. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2007. – № 9 – С. 46–52.
  35. Гасумов Р.А., Перейма А.А. Жидкости глушения и технология их применения при ремонте скважин с низким пластовым давлением // Обз. инф. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008. – 152 с.
  36. Перейма А.А., Гасумов Р.А., Черкасова В.Е. Технологические жидкости на биополимерной основе для бурения и ремонта скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2008. – № 3 – С. 35–39.
  37. Технологические жидкости для освоения скважин с АВПД / А.А. Перейма, Н.М. Дубов, В.Е. Черкасова и др. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2008. – № 3 – С. 40–44.
  38. Пеноэмульсии с наполнителями растительного происхождения для ремонтно-восстановительных работ в скважинах с АНПД / А.А. Перейма, В.А. Суковицын, В.Е. Черкасова и др. // Газовая промышленность. – 2008. – № 4. – С. 66–67.
  39. Перейма А.А. Коррозионностойкий тампонажный материал для крепления скважин в условиях сероводородной агрессии // Газовая промышленность. – 2008. – № 5. – С. 80–82.
  40. Оценка применения биополимера Ритизан для бурения и ремонта скважин /А.А. Перейма, Н.Ю. Игнатенко, В.Е. Черкасова и др. // Газовая промышленность. – 2008. № 9. – С. 75–77.
  41. Перейма А.А. Вязкоупругие растворы для изоляции поглощающих пластов // Нефтепромысловое дело. – 2009. – № 4.
  42. А.с. 747281 CCCP, МКИ2 G 01 N 17/00. Устройство для коррозионных испытаний / Ю.И. Петраков, А.И. Ниценко, А.А. Перейма и др. – Бюл. № 14, ч.3, 1999.
  43. А.с. 813201 CCCP, МКИ3 G 01 N 17/00. Способ коррозионных испытаний / Ю.И. Петраков, А.И. Ниценко, А.А. Перейма и др. – Бюл. № 10, 1981.
  44. А.с. 814919 CCCP, МКИ3 С 04 В 7/14. Вяжущее / М.Д. Кяляшев, Г.Д. Дибров, А.А. Перейма и др. – Бюл. № 11, 1981.
  45. А.с. 1114008 CCCP, МПК6 С 04 В 24/24. Комплексная добавка для бетонной смеси / В.Ф. Волошин, А.К. Шейнкман, А.А. Перейма и др. – Бюл. № 14, ч. 3, 1999.
  46. А.с. 1160773 CCCP, МПК6 Е 21 В 33/138. Способ химической обработки тампонажных растворов на основе металлургических шлаков / А.А. Перейма, Ю.И. Петраков, Г.Д. Дибров и др. – Бюл. № 11, ч.2, 1999.
  47. А.с. 1187405 CCCP, МКИ3 С 04 В 7/14. Вяжущее / Г.Д. Дибров, Ю.И. Петраков, А.А. Перейма и др. – Опубл. не подлежит.
  48. А.с. 1403695 CCCP, МКИ4 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / А.А. Перейма, Ю.И. Петраков, В.Ф. Волошин и др. – Бюл. № 11, ч.2, 1999.
  49. А.с. 1453969 CCCP, МПК4 Е 21 В 33/138. Тампонажный материал / А.А. Перейма, Б.С. Дашевский, Ю.И. Петраков и др. – Бюл. № 11, ч.2, 1999.
  50. А.с. 1466310 CCCP, МКИ4 Е 21 В 33/138. Способ приготовления тампонажного раствора для крепления газовых и нефтяных скважин / А.А. Перейма Ю.И. Петраков, И.Л. Осадчая и др. – Бюл. № 11, ч.2, 1999.
  51. А.с. 1533259 CCCP, МКИ4 С 04 В 24/12. Строительный раствор / А.А. Перейма, Ю.И. Петраков, В.Ф. Волошин и др. – Бюл. № 14, ч.3, 1999.
  52. А.с. 1556160 CCCP, МКИ5 Е 21 В 33/138. Способ приготовления тампонажного раствора / А.А. Перейма, Л.В. Перцева. – Бюл. № 13, ч.2, 1999.
  53. А.с. 1595057 CCCP, МКИ5 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / А.А. Перейма, Ю.И. Петраков, Л.В. Перцева и др. – Бюл. № 13, ч.2, 1999.
  54. А.с. 1595058 CCCP, МКИ5 Е 21 В 33/138. Утяжеленный тампонажный материал / А.А. Перейма, В.Т. Филлипов Ю.И. Петраков и др. – Бюл. № 11, ч.2, 1999.
  55. А.с. 1640368 CCCP, МКИ5 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / А.А. Перейма, Л.В. Перцева. – Бюл. № 13, 1991.
  56. А.с. 1661371 CCCP, МКИ5 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / А.А. Перейма, Л.В. Перцева. – Бюл. № 25, 1991.
  57. А.с. 1773093 CCCP, МКИ5 Е 21 В 33/138. Композиция для тампонажного раствора / А.А. Перейма, В.И. Ильяев, Л.В. Перцева. – Бюл. № 11, ч.2, 1999.
  58. А.с. 1839040 CCCP, МПК6 Е 21 В 33/138. Комплексный реагент для тампонажных растворов на основе портландцемента / А.А. Перейма, Л.В. Перцева, Ю.И. Петраков и др. – Бюл. № 10, 1995.
  59. А.с. 1839039 CCCP, МПК6 Е 21 В 33/138. Комплексный реагент для тампонажных растворов на основе шлаковых вяжущих / А.А. Перейма. – Бюл. № 10, 1995.
  60. Пат. 2013524 РФ, МКИ5 Е 21 В 33/138. Комплексный реагент для обработки тампонажных растворов / Перейма А.А., Перцева Л.В., Петраков Ю.И. и др. – Бюл. № 10, 1994.
  61. Пат. 2026958 РФ, МПК6 Е 21 В 33/138. Гелеобразующий состав для временной изоляции пласта / Перейма А.А., Тагиров К.М., Ильяев В.И. и др. – Бюл. № 2, 1995.
  62. Пат. 2033519 РФ, МПК6 Е 21 В 33/138. Пластификатор тампонажных растворов / Перейма А.А., Петраков Ю.И., Гасумов Р.А. и др. – Бюл. № 11, 1995.
  63. Пат. 2059058 РФ, МПК6 Е 21 В 33/138, С 04 В 38/02. Газоцементный состав / Перейма А.А., Тагиров К.М., Ильяев В.И. и др. – Бюл. № 12, 1996.
  64. Пат. 2059059 РФ, МПК6 Е 21 В 33/138, С 04 В 38/02. Газоцементный состав / Перейма А.А., Тагиров К.М., Ильяев В.И. и др. – Бюл. № 12, 1996.
  65. Пат. 2035585 РФ, МПК6 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор для ремонтных работ и крепления скважин / Перейма А.А., Тагиров К.М., Ильяев В.И. и др. – Бюл. № 14, 1995.
  66. Пат. 2057781 РФ, МПК6 С 09 К 7/00, Е 21 В 43/26. Вязкоупругий состав / Перейма А.А., Тагиров К.М, Ильяев В.И. и др. – Бюл. № 10, 1996.
  67. Пат. 2078907 РФ, МПК6 Е 21 В 33/138. Состав для временной изоляции пласта / Перейма А.А., Гасумов Р.А., Долгов С.В. и др. – Бюл. № 13, 1997.
  68. Пат. 2121569 РФ, МПК6 Е 21 В 33/138. Способ изоляции притока подошвенной воды в газовых скважинах в условиях АНПД / Гасумов Р.А., Перейма А.А., Дубенко В.Е. – Бюл. № 31, 1998.
  69. Пат. 2152973 РФ, МПК7 С 09 К 7/08. Пенообразующий состав для глушения скважин / Перейма А.А., Тагиров К.М, Гасумов Р.А. и др. – Бюл. № 20, 2000.
  70. Пат. 2205943 РФ, МПК7 Е 21 В 43/12, С 09 К 7/08. Пеноэмульсионный состав для глушения скважин / Перейма А.А., Гасумов Р.А., Тагиров О.К. и др. – Бюл. № 16, 2003.
  71. Пат. 2206720 РФ, МПК7 Е 21 В 43/11. Жидкость для перфорации скважин / Перейма А.А., Гасумов Р.А., Астапова З.А. и др. – Бюл. № 17, 2003.
  72. Пат. 2245441 РФ, МПК7 С 09 К 7/08. Пенообразующий состав для глушения скважин / Перейма А.А., Гасумов Р.А., Черкасова В.Е. – Бюл. № 3, 2005.
  73. Пат. 2266394 РФ, МПК7 Е 21 В 43/12. Пенообразующий состав для глушения скважин / Перейма А.А., Черкасова В.Е., Гасумов Р.Р. – Бюл. № 35, 2005.
  74. Пат. 2274651 РФ, МПК8 С 09 К 8/08. Полимерглинистый раствор для бурения скважин в многолетнемерзлых породах / Перейма А.А., Гасумов Р.А., Черкасова В.Е. – Бюл. № 11, 2006.
  75. Пат. 2315076 РФ, МПК8 С 09 К 8/20. Утяжеленный буровой раствор / Перейма А.А., Гасумов Р.А., Черкасова В.Е.. – Бюл. № 2, 2008.
  76. Пат. РФ 2330055, МПК8 С 09 К 8/20, С 09 К 8/42. Способ приготовления полидисперсного торфяного реагента для буровых растворов и жидкостей глушения / Перейма А.А., Черкасова В.Е., Гасумов Р.Р. – Бюл. № 21, 2008.
  77. Безглинистый буровой раствор / Перейма А.А., Гасумов Р.А., Черкасова В.Е., Дубов Н.М. – Решение ФГУ ФИПС о выдаче патента от 04.09.08 по заявке 2007129739/03 от 02.08.07.
  78. Биополимерный буровой раствор / Перейма А.А., Гасумов Р.А., Черкасова В.Е. и др. – Решение ФГУ ФИПС о выдаче патента от 06.10.08 по заявке 2007129740/03 от 02.08.07.






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная 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.