автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Разработка технологии и исследование составов буровых жидкостей, обеспечивающих конденсационное сцепление цементного камня с породой в интервале продуктивного пласта

Введение.

1. Состояние приствольной зоны продуктивного пласта перед цементированием.

1.1. Особенности кольматации гранулярных и трещинноватых коллекторов.

1.1.1. Характеристика гранулярного и карбонатного коллекторов.

1.1.2. Формирование зоны кольматации.

1.1.3. Принудительная кольматация коллекторов.

1.2. Характеристика зоны фильтрационного загрязнения коллекторов.

1.2.1. Физико-химические процессы в пористой среде при формировании зоны проникновения фильтрата.

1.2.2. Динамическая фильтрация.

1.2.3. Влияние химической обработки буровых растворов на динамическую фильтрацию.

1.2.4. Скин-эффект.

1.3. Влияние фильтратов буровых растворов на свойства глинистых корок.

1.3.1. Поведение глинистой корки под воздействием фильтратов.

1.3.2. Поведение глинистого материала в пористой среде.

1.3.3. Оценка влияния химической обработки на состояние глинистых корок.

1.3.4. Фильтрация буферных и цементных растворов через глинистые корки.

1.3.5. Изменение физико-механических свойств фильтрационных корок в процесс гидратации и твердения.

1.4. Цели и задачи исследования.

2. Методика экспериментальных исследований.

2.1. Теоретическая оценка переноса веществ через пористую среду при фильтрации.

2.2. Усовершенствование лабораторной модели кругового пласта.

2.3. Оценка диффузионно-осмотических перетоков в буровых суспензиях.

3. Лабораторные исследования влияния химических реагентов на загрязнение гранулярного коллектора.

ЗЛ. Изменение проницаемости призабойной зоны пласта под действием водных фильтратов.

3.1.1. Влияние электролитов на проницаемость коллектора.

3.1.2. Влияние полимерных реагентов.

3.1.3. Влияние буферных жидкостей на проницаемость зоны кольматации.

3.2. Кольматация призабойной зоны пласта твердой фазой буровых растворов./ /

3.3. Модификация глинистых корок фильтратами.

3.3.1. Влияние электролитов.

3.3.2. Влияние органических добавок.

3.4. Влияние фильтрационных корок на перенос пластовых компонентов в гидратирующий тампонажный раствор.

3.4.1. Влияние массопереноса на свойства тампонажной жидкости.

3.4.2. Исследование фильтрации цементных растворов через фильтрационные корки различного состава.

4. Разработка технологии цементирования.

4.1. Обоснование способа цементирования.

4.2. Разработка состава буферной жидкости.

4.3. Разработка состава тампонажной жидкости.

4.4. Результаты промысловых испытаний.

Задачи повышения производительности нефтяных и газовых скважин, наиболее полного извлечения углеводородов из пластов тесно связаны с качеством их вскрытия. В связи с этим специалистами всегда уделялось большое внимание исследованию процессов, происходящих в призабойной зоне при вскрытии пласта и креплении скважины. Накопленный экспериментальный и лабораторный материал позволил разработать технологии не только существенно снижающие загрязнение пластов фильтратами и твердой фазой буровых технологических жидкостей, но испытать и внедрить гидродинамические и физико-химические методы "возврата" загрязнителей из пласта в скважину обычно после вторичного вскрытия пласта перфорацией.

В меньшей степени при этом изучались процессы взаимодействия твердеющего (в период "ожидания затвердевания цемента - ОЗЦ") цементного раствора с отделяющей его от стенок скважины фильтрационной глинистой коркой, удаление которой при современных технологиях практически неосуществимое мероприятие, когда вследствие фильтрации на ее месте образуется новая. Под действием цементного раствора, а иногда и пластовых флюидов объем корки уменьшается, возрастает ее проницаемость, снижается прочность контакта в системе "цементный камень - глинистая корка - горная порода". С другой стороны, фильтрационная глинистая корка за счет диффузионно-осмотического взаимодействия с цементным раствором сама оказывает влияние на структур-но-механические свойства цементного раствора и камня. И в том, и в другом случае, глинистая корка и зона кольматации, масса компонентов которых, особенно жидких, в интервале продуктивных пластов соизмерима с массой цементного раствора, неизбежно приведет к разрыву контакта "горная порода - цементный камень" и последний перестанет выполнять функции межпластовой изоляции скважины.

Сказанное позволяет считать, что исследования изменений в фильтрационной корке и под ее влиянием в цементном растворе при его гидратации и твердении, а также разработка на основе этих исследований усовершенствованных составов буферных и тампонажных растворов для цементирования эксплуатационных колонн в продуктивных интервалах являются актуальными в технологии бурения и крепления скважины.

В работе в процессе теоретических исследований получена математическая модель радиальной фильтрации несжимаемой буровой суспензии, позволяющая оценивать распределение твердой фазы в поле давлений по коллектору вокруг скважины.

Экспериментально установлено глубокое влияние органических и неорганических компонентов фильтрационных корок на структурно-механические свойства твердеющего цементного раствора.

Обоснованы концентрационные соотношения буферного и тампо-нажного растворов и технологические принципы цементирования, обеспечивающие формирование армирующих глинистую корку и связывающих породу с цементным камнем конденденсационно-кристаллизационных новообразований.

Полученные экспериментальные результаты свидетельствуют о необходимости учета физико-химического взаимодействия компонентов буровых и цементных растворов на качество вскрытия и крепления скважин. При лабораторно-промысловых исследованиях свойств цементных суспензий и камня необходимо проводить тесты по оценке параметров их схватывания в присутствии фильтрационных корок применявшихся буровых растворов. Разработанные составы буферной жидкости и активной добавки к тампонажной жидкости могут быть положены в основу технологий цементирования эксплуатационных колонн в зоне продуктивного пласта. Предложенная технология цементирования реализована при разработке рекомендаций по повышению качества вскрытия и крепления в интервале продуктивного пласта на Западно-Сынатыской площади. Она позволила повысить по геофизическим данным на 30-60% качество цементирования, уменьшить материальные затраты и снизить время на освоение скважины. Экономический эффект от использования предложенной технологии составил 45 тыс.руб. на 1 скважину.

Лабораторная установка для изучения радиальной фильтрации буровых жидкостей в круговой модели пласта и методика работы на ней используются при обучении студентов специальности 090800 "Бурение нефтяных и газовых скважин" по дисциплинам "Буровые промывочные и тампонажные растворы" и "Физико-химические методы борьбы с осложнениями".

Работа соответствует программам госбюджетных фундаментальных НИР по Единым заказ-нарядам Министерства общего и профессионального образования Российской Федерации: "Исследование физико-химических механизмов реомеханики буровых процессов" (№9637) и "Исследование отрывного течения при цементировании скважины с учетом диффузионно-осмотических процессов" (№9906), "Разработка и развитие актуальных вопросов бурения и заканчивания направленных скважин на Севере Европейской части России" (параграф 47).

Работа выполнена на кафедре бурения Ухтинского государственного технического университета под научным руководством доцента Р.Г.Ахмадеева.

Проведение большого объема лабораторных исследований и математической обработки результатов было бы затруднительным без помощи преподавателей и сотрудников кафедры бурения и высшей математики. Всем им автор выражает глубокую благодарность.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Теоретически решена задача о распределении твердых частиц фильтрующейся в пористой среде коллектора суспензии вокруг скважины.

2. Экспериментально подтверждено, что глубина образующейся при фильтрации суспензии зоны кольматации уменьшается с ростом концентрации твердой фазы и увеличением вязкости раствора при обработке его полимерами.

3. Экспериментально определены пределы содержания реагентов в буферных жидкостях, обеспечивающие наибольшее разрушение фильтрационных глинистых корок промывочных жидкостей разного состава.

4. Экспериментально установлено, что фильтрационная корка оказывает существенное влияние на кинетику гидратации и твердения цементного раствора, даже при несоизмеримости их масс в зоне контакта. При этом скорость убывания гелеобразующих компонентов в цементном растворе уменьшается с ростом минерализации фильтрата в глинистой корке и мало зависит от химического сродства составов взаимодействующих корок и цементного раствора.

5. Разработана технология цементирования обсадных колонн в интервале продуктивных пластов, обеспечивающая формирование конден-сационно-кристаллизационного сцепления между стенками скважины и цементным камнем и повышающая качество изоляции пластов.

6. Созданные и исследованные рецептуры буферного и цементного растворов позволяют получать цементный камень с повышенными гидрофобными качествами, предупреждающими осевую фильтрацию через него воды и рассолов.

7. Промысловые исследования, проведенные в ЗАО "Стройнефтьгаз", подтвердили правильность результатов лабораторных

118 исследований, доказали возможность применения предлагаемой технологии цементирования и составов буферной и тампонажных жидкостей при креплении скважины. Экономический эффект от применения технологии цементирования составил 45 тыс.руб. на 1 скважину.

1. Мамаджанов У.Д., Рахимов А.К., Поляков Г.А. и другие. Закан-чивание скважин,- М.: Недра, 1979,- 174 с.

2. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин.- М.: Недра, 1979.- 303 с.

3. Желтов Ю.П. Механика нефтегазоносного пласта.- М.: Недра,1975.- 450 с,

4. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта.- М.: Недра, 1982.- 311 с.

5. Овнатанов Г.Т. Вскрытие и обработка пласта.- М.: Недра, 1970.-312с.

6. Орлов Л.И., Ручкин А.В., Свихнушин Н.М. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа.- М.: Недра, 1976.- 89 с.

7. Бурлин Ю.К. Природные резервуары нефти и газа.- М.: МГУ,1976.- 135 с.

8. Николаевский В.Н. Механика пористых и трещиноватых сред.-М.: Недра, 1984.- 232 с.

9. Бурлин Ю.К., Конюхов А.И., Картошина В.Е. Литология нефтегазоносных толщ.- М.: Недра, 1991.- 286 с.

10. Abrous A. Mud desing for minimige rock impoirmen due to particle invasion//Journaul of petroleum technology. 1977. - № 5.

11. И. Демьяненко H.A., Бутов Ю.А., Селиванов А.И. Причины осложнений при вскрытии высокопроницаемых продуктивных пластов с направленной кольматацией околоствольной зоны//Нефтяное хозяйство -1995. Mb 1,2.-С. 49-52.

12. Gruesbeck С., Collins R.E. Entrainment and deposition of fine particles in porous media//Journaul of petroleum technology. 1982. - №12. -C. 847-856.

13. Мирзаев A.M., Климашкин И.И., Зинатулина Д.А. О влиянии некоторых типов промывочных жидкостей на загрязнение пласта коллектора в условиях АНПД//С6. науч. трудов. Технология строительства газовых и газоконденсатных скважин. М., 1991.

14. Closmann P.J. An aquifer model for fissured reservoirs//Journaul of petroleum technology. 1975. - №10. - C. 385-398.

15. Колесников M.M., Нохрин А.Ф., Усачев E.A. Изучение изменения фильтрационных свойств керна// Повышение эффективности строительства скважин в Западной Сибири/ Сборник научных трудов.- Тюмень: 1989.-С. 90-94.

16. Cohen J., Christ F.R. Polymer Retention and Adsorption in the Flow of Polymer Solutions Through Porous Media// SPE Reservoir Engineering.-1986, March, p.p. 113-118.

17. Мавлютов M.P., Нигматуллина А.Г., Валеева H.A., Ягафаров Р.Г. Промывка и крепление скважин. Уфа, 1997. - С.74-77.

18. Fulcher R.A., Ertekin Turgay, Stahl C.D. Effect of Capillary Number and its Constituents on Two-Phase Relative Permeability Curves// Society of petroleum engineers J.- 1985, v. 279, p.p. 249-260.

19. Прокаев A.C., Коньков В.Н., Янтурин А.Ш., Асфандияров Р.Т. Искусственная кольматация стенок скважины//Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1993. - № 9-10. - С. 24 - 28.

20. Акбулатов И.Т., Байраков М.Н. К вопросу расчета глубины кольматации при вибрационном и струйном воздействии // Межвузовский научно-тематический сборник. Технология бурения неф-тяных и газовых скважин. Уфа, 1990. - С. 17-20.

21. Шамов H.A. Пути интенсификации процессов очистки стенки скважины и ее кольматации// Межвузовский научно-тематический сборник. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Уфа, 1990. - С. 8 - 13.

22. Фаткуллин A.A. Влияние вязкоупругих систем на восстановление проницаемости продуктивных пластов при обработке призабойной зоны с переменным давлением//Нефтяное хозяйство. 1995. - № 1-2. - С. 48 - 49.

23. Белов В.П. Влияние физико-химических свойств буровых суспензий на кольматацию горных пород//Сб. науч. трудов. Технология первичного вскрытия и повышения нефтеотдачи пластов. Куйбышев, 1986. -С. 98 - 102.

24. Янтурин А.Ш. Выбор режима очистки прискважинной зоны пласта с учетом условий вскрытия пласта бурением//Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1993. - № 9-10. - С. 36 - 38.

25. Ерей Дж., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов.

26. Пер. с англ. М.:Недра, 1985.- 560 с. щ

27. Козубовский А.Г. Некоторые особенности распределения фильтрата бурового раствора в призабойной зоне скважин. // Вопросы вскрытия и разобщения продуктивных пластов на месторождениях Западной Сибири.-Тюмень, 1983.-С.27-31.

28. Амиян В.А., Амиян A.B., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов.- М.: Недра, 1980.- 380 с.

29. Жужиков В.А. Исследование процесса фильтрования. Автореферат на соискание ученой степени доктора технических наук.- М. 1961.- 44 с.

30. Жужиков В.А. Фильтрование. Теория и практика разделения суспензий. М.: Химия, 1971.- 584 с.

31. Бачерников A.B. О прогнозировании радиуса зоны проникновения фильтрата в поровые пласты при вскрытии.// Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений. Науч.-техн. сб.- Львов; 1984 21, С. 57-60.

32. Яремийчук P.C., Бачерников A.B., Михайлов H.H. О выборе путей совершенствования технологии вскрытия продуктивных пластов// Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений. Науч.-техн. сб.- Львов: 1985.- №22, С.46-49.

33. Рабинович Н.Р., Смирнова Н.В., Крезуб А.П. Определение глубины проникновения фильтрата бурового раствора.// Нефтяное хозяйство. 1989.-№9, С. 28-30.

34. Яковенко В.И. Методика оценки блокирующих свойств фильтрата бурового раствора.// Новое в технике и технологии промывки скважин.- Краснодар, 1987.- С. 40-48.

35. Yusuf Hekim, H.Skott Fogler, Con well С. McCune/ The radial movement of permeabealiti fronts and multiple reaction zonezin porous media. /'/J. of Petroleum Technology.- 1982, February, p.p. 99-107.

36. Hall C.D., Dollarhide F.E. Perfomance of fracturing fluid loss under dynamic conditions.// Society of Petroleum engineers.- 1968, v.243, p.p. 763769.

37. Kruger R.E. Evaluation of drilling-fluid filter-loss additives under dynamic conditions.// Society of Petroleum engineers.- 1963, v.224, p.p.654 -658.

38. Lawnon C.P., Evans W.H., Simpson J.P. Laboratory drilling rate and filtration studies of clay and polymer drilling fluids.// Society of Petroleum engineers. 1967, v.240, p.p. 688-694.

39. Galtin C., Nemir C.E. Some effect of size distribution on particle bridging in lost circulation and filtration tests.// Society of Petroleum engineers. 1961, v. 222, p.p. 575-578.

40. Norman R. Warpinsky, James A. Clark, Richard A. Schidt. Laboratory Investigation on the Effect of In-Situ Stresses on Hydraulic Fractury Containment.// J. of Petroleum Technology.- 1982, June, p.p.333-340.

41. Outmans H.D.Mechanics of static and dynamic filtration in the borehole.// Society of Petroleum engineers J.- 1962, November, p.p. 345-351.

42. Eilerts C.K. Sumner E.F., Potts N.L. Integration of Partical Diffarenticle Equation for Transient Radial flow of Gas-Condensate Fluids in

43. Porous Structures./'/' Society of Petroleum engineers J.- 1965, June, p.p. 141152.

44. Кошелев A.T., Проводников Г.Б., Саунин В.PI. К оценке качества вскрытия продуктивных пластов.//'Совершенствование технологии бурения, крепления и освоения скважин на нефтяных месторождениях Западной Сибири.- Тюмень, 1991.- С. 32-35.

45. Van Everdingen А.Е. The Skin effect and its influence on the productive capacity of a well.//Trans. AIME.- 1953, v. 198, p.p. 171-176.

46. Hurst W. Establishment of the skin effect and its impediment to fluid-flow into a wellbore./'/Petroleum Engineering.- 1953,October, p.25.

47. Hurst W., Clark J.D., Brauer E.B. The Skin Effect in Producing Wells.//J. of Petroleum Technology.- 1969, November, p.p.1483-1489.

48. Ikoby Chi U., Ramey H.J. Wellbore storage and skin effects during the transient flow of non-neutonian power-low fluids in porous media.//Society of petroleum engineers J.- 1980, February, p.p. 25-38.

49. Ramey H.J. Shot-time well test data interpretation in the presence of skin effect and wellbore stopage.//Society of Petroleum engineers. Transaction.- 1970, v. 249, p.p97-104.

50. Agarwal R.G., Al-Hussainy R., Ramey H.J. An investigation of wellbore storage and skin effect in unsteady Liquid Flow: 1 Analytical Treatment.// Society of Petroleum engineers. Transaction.- 1970, v.249, p.p.279-290.

51. Essis A.E., Thomas G.W. The use of open flow potential test date in determining formation capacity and skin factor.// Society of Petroleum engineers. Transaction.- 1971, v.251, p.p. 879-887.

52. Ramey H.J., Agarvak R.G. Annulus Unloading Rates as influenced by wellbore storage and skin effekt.// Society of Petroleum engineers. Transaction.- 1972, v. 252 , p.p.453-462.

53. Samaniego F., Brigham W.E., Miller F.G. An investigation of trasient flow of reservoir fluids considering presser-dependent rock and fluid properties.// Society of Petroleum engineers. Transaction.- 1977, v. 263, p.p. 140-150.

54. Jones L.G., Watts J.W. Estimating skin effect in a partially completed damaged well.// Society of Petroleum engineers. Transaction.- 1971, v. 251, p.p. 249-252.

55. Reynolds A.C., Chen J.C., Raghavan R. Pseudoskin Factor Caused byn Partial Penetration.// J. of Petroleum Technology.- 1984, December, p.p. 2197-2210.

56. Papatzacos P. Approximate Partial-Penetration Pseudoskin for Infinite-Conductivity./SPE Reservoir Engineering, p.p. 227-234.

57. Белов В.П. Разработка и внедрение физико-химических методов управления процессом кольматации горных пород при бурении скважин. Автореферат диссертации на соискание степени доктора технических наук.- М., 1986,- 42 с.

58. Ангелопуло O.K., Подгорнов В.М., Аваков В.Э. Буровые растворы для осложненных условий. М.: Недра, 1988. - 135 с.

59. Гайворонский И.Н., Ахмадеев Р.Г., Мордвинов А.А. Вскрытие продуктивных пластов бурением и перфорацией и подготовка скважин к эксплуатации. Учебное пособие.- Пермь, 1985.- 80 с.

60. Mungan N. , Smith F.W., Tomson J.L. Some aspects of polymer floods. //Society of petroleum engineers J.- 1966, v. 237,p.p. 1143-1150.

61. Тихонов В.Г., Гончарова П.В., Тершак Б.А. Исследование влияния буферных жидкостей на фильтрационные свойства глинистой корки.// Бурение скважин в Днепровско-Донецкой и Припятской впадинах. -Киев, 1984.-С. 28-32.

62. Обозин О.Н., Савенок Н.Б., Герасимова А.В., Левентюк Л.П. О влиянии фильтрата тампонажного раствора на проницаемость коллекторов// Технические средства, материалы и технология крепления скважин./ Сб. научных трудов.- Краснодар : 1986,- С. 46-49.

63. Лепнев Э.Н. Исследование кольматации цилиндрического канала цементным раствором.//Строительство скважин и совершенствование технологии вскрытия продуктивных пластов в Западной Сибири/ Сб.науч.трудов.- Тюмень: 1986,- С.55-60.

64. Bezemer С., H ave Naar I. Filtration behavior of circulation drilling fluids.// Society of Petroleum engineers. Transaction.- 1966, v. 237, p.p.292-298.

65. Kirkpatrick R.P., Ritter LE. Preflushing in primary cementing.// Drilling.- 1964,XII, v. 26, p.p. 42-49.

66. Абдинов M.A., Абдуллаев M.M. О влиянии изменения скорости подъема цементного раствора на качество цементирования .//Сб. НТИ, вып.2.- Баку: АзИНТИ, 1961.

67. Ашрафьян М.О., Булатов А.И. Эффективность вытеснения буровых растворов и разрушение глинистых корок при цементировании скважин.// Тематические научно-технические обзоры.- М.: ВНИИОЭНГ, 1969.- 76 с.

68. Булатов А.И. Тампонажные материалы.- М.:Недра, 1990.-409 с.

69. Ашрафьян М.О. Повышение качества разобщения пластов в глубоких скважинах. М.: Недра, 1982.- 152 с.

70. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня скважине. М.: Недра, 1990.- 410 с.

71. Крепление высокотемпературных скважин в коррозионно-активных средах/ Кравцов В.М., Кузнецов Ю.С., Мавлютов М.Р., Агза-мов Ф.А. М.: Недра, 1987.- 190 с.

72. Близнюков В.Ю., Серебряков И.С., Новеньков Ю.П. Исследование поведения системы бишофит-растворы (на водной основе) в условиях повышенного давления// НТЖ Строительство скважин на суше и на море.- М.: ВНИИОЭНГ, 1998.-№12- С. 10-12.

73. Бакшутов B.C. Минерализованные тампонажные растворы для цементирования скважин в осложненных условиях. М.: Недра, 1986.-272с.

74. Данюшевский B.C. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов. М.: Недра, 1978.- 293 с.

75. Куксов А.К., Черненко А.В., Горлов А.Е. Причины растрескивания глинистых корок при контактировании с тампоиажным раствором (камнем).// Тампонажные растворы и технология крепления скважин.-Краснодар, 1977.- С. 24-27.

76. Волженский А.В. Минеральные вяжущие вещества.- М.: Сгрой-издат, 1986.- 464 с.

77. Кричлоу Г.Б. Современная разработка нефтяных месторождений проблемы моделирования. Пер. с англ.- М.: Недра, 1979.- 303 с.

78. Dogru А.Н., Dixon T.N., Edgar T.F. Confidence Limits on the Predictions of Slightly Compressible, Single-Phase Reservoirs.// Society of Petroleum engineers. Transaction.- 1977, v. 263, p.p. 42-56.

79. Hovanessian S.A., Fayers F.I. Linear Water Flood with Gravity and Capillary Effects.// Society of Petroleum engineers. Transaction.- 1961, v. 222, p.p. 32-36.

80. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М: Недра, 1984.- 176 с.

81. Самарский А.А. Теория разностных схем. М: Наука, 1977.213с.

82. Калиткин H.H. Численные методы. М: Наука, 1978.-278 с.

83. Закиров С.Н., Лаиук Б.Б. Проектирование и разработка газовых месторождений. М: Недра, 1974.- 312 с.

84. Огибалов Г.М., Мирзаджанзаде А.Х. Нестационарное движение вязко-пластичных сред.- М.: Наука, 1977. 256 с.

85. Новохатский Д.Ф., Паринов П.Ф. Дисперсно-армированные тампонажные материалы// Нефтяное хозяйство. 1982.- №3.-С.25-27.

86. Каримов Н.Х., Агзамов Ф.А., Измухамбетов Б.С./ Тезисы международной конференции "Проблемы подготовки кадров для строительства и восстановления нефтяных и газовых скважин на месторождениях Западной Сибири".- Тюмень: 1996, С. 125-126.

87. Городнов В.Д., Тесленко В.Н.,Тимохин И.М. Исследование глин и новые рецептуры глинистых растворов.- М.: Недра, 1975.- 234 с.

88. Уляшева Н.М., Кучерявых С.М., Михеев М.А. Опыт применения утяжеленных полимерных растворов в осложненных условиях сверхглубокого бурения. // НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.- М.: ВНИИОЭНГ, 1991.- №№1-2.

89. Михеев М.А. Исследование течения водных растворов через фильтрационные корки// Сб.науч.тр. Проблемы освоения природных ресурсов Европейского Севера/УИИ, Ухта, 1997.- Вып.З.- С.53-55.

90. Михеев М.А. Исследование загрязнения продуктивного пласта растворами на водной основе с использованием модели кругового пласта// НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.- М.: ВНИИОЭНГ, 1998.- №№8-9 С. 8-10.

91. Уляшева Н.М., Михеев М.А. Некоторые вопросы массопереноса при цементировании скважины// Сб.науч.тр. Проблемы освоения природных ресурсов Европейского Севера/ УИИ, Ухта, 1999,- Вып.4.129

92. PRINT "Формула вида у = з* © «Р ( Ь* к + ci ;•:'" 2) " 1

93. PRINT "Ввод через файл? Y/N" 2 а$ ~ INPUTS. (1)1. := »у OR "у" THEN 80Т0 5 ELSE 41<1. CLS

94. OPEN "зtatisti.dat" FOR RANDOM AS 1 LEN » i FIELD #1, 1 AS ai

95. LQF{1 ) > О THEN CLOSE It SOTO 3 ELSE CLOSE s KILL "statistl.dat"

96. OPEN "statistl.dat" FOR OUTPUT AS 1

97. PRINT #1, .—.——--------------

98. PRINT #1, "! Введите X : Введите Y !

99. PRINT #1, "------------------------------1. CLOSE 1

100. SHELL "sdit.exe statistl.dat" SOTO 851. N" OR ai -■ "N" OR :>*

101. Вэёдйте ч'Лспо таче k(N), уСN) ~ 1 ТО N ВТЕР 1 "номер точки", i "Введите X", к ii )

102. ТО N STEP номер точки" Введите V",4 IF IF CLS10 INPUT 20 REDIn30 FOR i

103. PRINT 40 INPUT 30 NEXT i 60 FOR i 65 PRINT 70 INPUT 80 NEXT i SOTO 90

104. OPEN "statistl.dat* N = -3

105. WHILE NOT EOF(15 N = N 1 LIME INPUT Si, b* WEND

106. REDIM ;;(N5, y(N) CLOSE Si

107. OPEN "statistl.dat" LINE INPUT #1, b* LINE INPUT #1„ b$ LINE INPUT «1,, fa$i 5! O1. NOT EOF (j. 511, i i 5 ., v { i )

108. THEN SOTO 10 'n" THEN BEEP: SuTO1 , x y<i)1. FOR INPUT A3 #11. FOR INPUT A3 Si

109. WHILE i = i INPUT WEND CLOSE1

110. PR IN! "Введите знзчениэ У при Х~:0" INPUT "Y="H a

111. FOR i 1 TO N STEP 1 Kii) = С V С ± > / a) NEXT i

112. FOR i = 1 to N ВТЕР 1 Z(i) LOBi K(i)) NEXT .1

113. PRINT "Формула вида у-;-;/ ( а* ;:"'"2+-Ь*} •*•(=" i

114. PRINT "Ввод через файл'" Y/N" 2 at = INPUTS<1;1. а$ » "Y" OR af = "у" THEN SOTO 5 ELSE 451. CL3

115. OPEN "statist2.dat" FOR RANDOM A3 1 LEN « 11. FIELD #1, 1 AS аФ

116. LOF(i) > О THEN CLOSE 1: GOTO 3 ELSE CLOSE s KILL "stat

117. OPEN "statist2.dat" FOR OUTPUT AS 1

118. PRINT 11 ! Введите X i Введите Y !"

119. PRINT 4)1, "-------------------------------------"1. CLOSE i

120. SHELL "ed.it. exe stati.s t2.dat" GOTO 851. a* = "H" OR a* <= "n" THEM SOTO 1.01. а» <> "N" OR a* <> "n" THEN BEEP: GOTO 21. CL.S

121. INPUT "Введите число тачек", N 20 RED If! x(N), y(M) 30 FOR i 1 TO N STEP 1 35 PRINT "номер точки", i 40 INPUT "Введите X"« >: ( i ) 50 NEXT i

122. FOR i = 1 TO N STEP 1 65 PRINT "номер точим"» i 70 INPUT "Введите Y", y(i) 3u NEXT i SOTO 90

123. OPEN "stafcist2.dat" FOR INPUT AS #11. N ~ -3

124. WHILE MOT EOF( 2.) N = N * 1 LIME INPUT #I, WEND

125. REDIM ,ч(М), у (N > CLOSE #1

126. OPEN "statist2.dat" FOR INPUT AS #1 LINE INPUT #i, b$ LINE INPUT «1, bS LINE INPUT #1.i -= О1. WHILE NOT EOF(1)i. = i. -<■ 1

127. PUT #1, x> i) , y( i.) WEND1. CLOSE #1 90

128. PRINT "Введите значение V при X~"0" INPUT "Y="k с

129. FOR i » i TO N STEP i z(i 5 » (x(i ) / (y(i) ~ c) ) NEXT 1

130. FOR i --- 1 TO N STEP 1 ' z ( i) ~ LOS(К£ i ) } NEXT i1. CLE

131. PRINT "Формула вида у=а*кЛЬ+:" 1

132. PRINT "Ввод через файл? Y/N" 2 а$ « INPUTS(1)1. « "у» OR а?- "у" THEM GOTO 5 ELSE А51. CL=

133. OPEN "statists.dal" FOR RANDOM AS i LEN 1 FIELD «i, 1 AS a*

134. LOF11) > О THEN CLOSE is 6QTQ 3 ELSE CL08E s KILL "statist3.dat"

135. OPEN "statist3.dat" FOR OUTPUT AS 1

136. PRINT #1, ------------------------------"

137. PRINT #i, "! Введите X ! Введите V !"

138. PRINT ttlu "---------------------------------------«1. CLOSE 1

139. SHELL "edit.exe statist3.dat" soto as41. a$ « "N" OR ** "n" THEN SOTO 101. a* <> "N" OR а* О "n" ТНЕЫ BEEP; GOTO 21. CL3

140. INPUT "Введите число тачек"« N 20 REDIИ к(N), у{N 5 30 FOR i = i TO H STEP 1 33 PRINT "номер точки" , i 40 INPUT "Заедите X", я{1} 50 NEXT i

141. FOR i = i TO N STEP 1 65 PRINT "номер течки", i 70 INPUT "Введите У", у { i } 80 NEXT i SOTO 90

142. OPEN "statists■dat" FOR INPUT AS #i N = --3

143. WHILE NOT EOF(i) N = M 1 LINE INPUT M, b$ WEND1. REDIM у сM}1. CLOSE Ш1

144. OPEN "statist3.dat" FOR INPUT AS #1 LINE INPUT #i, b$ LINE INPUT #1. b* LINE INPUT #1, b* i О1. WHILE NOT EOF(15i * i + i1.PUT ;;{i) , y(i)1. WEND1. CLOSE #1rrsIHi "Еаедитз значение V при У,-О" INPUT "Y="„ с

145. FOR i = i TO N STEP i Y2(i) = LOOiyii)) NEXT i

146. FOR i = i TO N STEP .1 ;;2(i ) = LOS(к i i )) NEXT i1. УТВЕРЖДАЮ1. Директор ойдефтьгаз"1. Ф.Г.Галеев 1998г.1. ПРОГРАММА И МЕТОДИКА

147. ПРОМЫШЛЕННЫХ ИСПЫТАНИЙ ЩАДЯЩЕЙ ТЕХНОЛОГИИ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ В ЗОНЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА1. СОГЛАСОВАНО^ рения1. В.Ф.Буслаев 1998г.1. Ухта, 1998

148. Объект промышленного испытания.

149. Щадящая технология цементирования эксплуатационной колонны в зоне продуктивного пласта разработана на кафедре бурения Ухтинского индустриального института.

150. Предлагаемая технология разработана с целью повышения качества крепления скважины и снижения загрязнения пород продуктивного пласта.

151. Технология предполагает использование специальной буферной жидкости и активных добавок к тампонажному раствору.

152. В качестве такой буферной жидкости предлагается использовать двухкомпонентный водный раствор, содержащий 1 -2% жидкого стекла и 0,5-1 % хлорида калия.

153. Испытания проводятся с целью оценки возможности использования предлагаемой технологии цементирования эксплуатационной колонны в зоне продуктивного пласта.

154. Место и условия испытания.

155. Приготовление буферной жидкости осуществляется в цементировочном агрегате в объеме 10 м3 растворением 100 л жидкого стекла и 50 кг хлорида калия.

156. Для разделения буферной и тампонажной жидкостей с целью предупреждения преждевременного загустевания последней использовать вязко-упругий разделитель объемом 2 м3, состоящий из водного раствора ПАА и бентонитового глинопорошка, по принятой технологии.

157. Для приготовления активной комбинированной добавки и введения ее в жидкость затворения используется цементировочный агрегат. В составе АКД содержатся ( в пересчете на 1 т сухого цемента) :-ГКЖ-10-35 л;- сульфат алюминия 10 кг;- карбонатная мука 20 кг.

158. Режим закачки и продавки при цементировании скважины устанавливается после проведения дополнительных расчетов и составления гидравлической программы с учетом конкретных условий.

159. Качество цементирования оценивается по результатам АКЦ.

160. Результаты испытания технологии цементирования оформляются в виде акта, в котором приводятся обобщенные данные.

161. Программа и методика ипытаннй.5. Оформление результатов.1. Составитель1. М.А .Михеев1*151. АКТ

162. Об испытании научно-технической продукции.

163. Испытание технологии цементирования эксплуатационной колонны в зоне продуктивного пласта, разработанной кафедрой бурения Ухтинского государственного технического университета.1. ЗАО "С'фойнефтъгаз "1. Предмет испытания.

164. Технология цементирования позволяет обеспечить качественное сцепление между цементным камнем и стенками скважины в интервале продуктивных пластов с минимальным загрязнением их компонентами цементного раствора.2. Цель испытания.

165. Испытание технологии цементирования производится с целью повышения качества цементирования и снижения стоимости строительства скважины № 2 Западно-Сынатыской площади путем снижения затрат времени на освоение скважины.

166. Место и условия испытания.

167. Сравнительные результаты промысловых испытаний технологии цементирования в интервале продуктивных пластов представлены в таблице.

168. Повышается качество цементирования: хорошее цементирования составляет 39,4 и 67,8% против 11,3 и 5,6%.

169. При проведении обработки раствора активной комбинированной добавкой необходимо предусмотреть дополнительную емкость для смешивания добавки с жидкостью затворения.

170. Учитывая положительные результаты промыслового эксперимента рекомендовать продолжить промышленные испытания технологии цементирования.

171. Рекомендуется упростить технологию приготовления АКД и впрыска ее в жидкость затворения с целью снижения ее трудоемкости.

172. Результаты промысловых испытаний технологии цементирования в интервале продуктивных пластов

173. Запад- 1500- 168 246,1 1.Рас- ПЦТ КМЦ 0,45 1-35 0-10 0-40 1500-но-Сы- 3400 твор Д0- 1% 2850 11,3 68,9 19,8натыская кмц 8 50 к мас- 2850-

174. Вода 2 се це- 3400 5,6 44,2 50,2мента

175. ЗАО "Стройнефтьгаз" ?' £ Галеев Ф.Г.1. V Щ1. Главный геолог .

176. АО "Усинскгеонефть" Грабко В.М.1. Зав.лабораторией Л

177. АО "Усинскгеонефть" Приставко O.A.1. Аспирант кафедры / /бурения УГТУ Михеев М.А.