Автореферат
Автореферати дисертацій arrow Гірнича справа arrow Удосконалення тампонування газових свердловин (на прикладі родовищ Дніпровсько-Донецької западини)
Меню
Головна сторінка
Реклама
Автореферати дисертацій
Бібліотечна справа
Біологічні науки
Будівництво
Воєнна наука. Військова справа
Гірнича справа
Держава та право. Юридичні науки
Економіка. Економічні науки
Електроніка. Обчислювальна техніка
Енергетика
Загальні роботи по техніці
Загальнонаукове знання
Історія. Історичні науки
Культура. Наука. Освіта
Легка промисловість
Математика. Механіка
Медицина. Медичні науки
Мистецтво. Мистецтвознавство
Науки про землю
Політика. Політичні науки
Природничі науки в цілому
Релігія
Сільське та лісове господарство
Соціологія. Демографія
Технологія металів. Машинобудування
Транспорт
Фізика. Астрономія
Філологічні науки
Філософські науки. Психологія
Хімічна технологія. Харчове виробництво
Хімічні науки
Художня література
Реклама


Удосконалення тампонування газових свердловин (на прикладі родовищ Дніпровсько-Донецької западини)

Анотації 

Лазаренко О.Г. Удосконалення тампонування газових свердловин (на прикладі родовищ Дніпровсько-Донецької западини). - Рукопис.

Дисертація на здобуття вченого ступеня кандидата технічних наук за спеціальністю 05.15.10. - Буріння свердловин. - Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу, Івано-Франківськ, 2001.

   В дисертації досліджено характер й умови передачі тиску через стовп тампонажного розчину в процесі його тужавіння. Встановлено зв’язок між величиною переданого тиску і міцністю каменю на стискування. Визначені критичні значення міцності цементного каменю на стиснення, при яких починається зниження і припинення передачі тиску. Удосконалено технологію цементування та розроблено методику підбору рецептур для попередження заколонних ГНВП на початковій стадії тужавіння цементного розчину. Для зниження проникності цементного каменю на початковій стадії тужавіння рекомендується зв’язувати надлишок води замішування і надавати йому початкового напруження зсуву кремнійорганічними сполуками з ряду силанів - АКОР. Показано позитивний спектр властивостей тампонажних розчинів і утвореного цементного каменю з домішками АКОР. На основі результатів виконаних досліджень розроблені проекти керівних нормативних документів з кріплення свердловин для бурових підприємств Департаменту геології та використання надр й ДК ’’Укргазвидобування’’. Рекомендації з удосконалення технології цементування свердловин впроваджені у виробництво.
   Ключові слова: тампонажний розчин, цементний камінь, гідростатичний тиск, проникність, міграція пластових флюїдів, очікування тужавіння цементного розчину, суффозія, гідратація, АКОРБ300.

Лазаренко А.Г. Усовершенствование тампонирования газовых скважин (на примере месторождений Днепровско-Донецкой впадины). - Рукопись.

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук по специальности 05.15.10. - Бурение скважин. - Ивано-Франковский национальный технический университет нефти и газа, Ивано-Франковск, 2001.

   На основании анализа теоретических, экспериментальных и практических работ выделено основные причины возникновения миграции пластовых флюидов на начальном этапе формирования тампонажного камня. Главными из этих причин следует считать появление движущей силы, которая возникает при уменьшении гидростатического давления столба тампонажного раствора и образовании суффозионных каналов миграции пластовых флюидов.
   При исследовании характера и условий передачи гидростатического давления через столб тампонажного раствора в процессе его твердения установлено, что причиной передачи давления является фильтрация флюида через пористую среду с продуктов гидратации цемента, а её прекращение связано с процессами зарастания поровых каналов.
   Показано, что существующая на сегодняшний день рекомендация, согласно которой конец схватывания в нижней порции тампонажного раствора должен наступать не позднее двух часов до начала схватывания верхней порции, справедлива только для портландцементных растворов. Для специальных цементов и тампонажных растворов с добавкой замедлителя сроков схватывания эта рекомендация неприемлема.
   Установлено наличие связи между величиной передаваемого давления и прочностью камня на сжатие независимо от типа вяжущего, наличия и вида добавок регуляторов срока схватывания тампонажного раствора и других факторов. Устанавлены критические значения границ прочности камня на сжатие, при которых начинается снижение коэфициента передачи и полностью прекращается передача давления, которые соответственно составляют 0,56 і 1,42 МПа. Тампонажные растворы, граница прочности камня которых на сжатие не превышает 1,42 МПа, не обеспечивают герметичности цементного камня, а их использование может стать причиной возникновения заколонной миграции пластових флюидов.
   Усовершенствована технология разобщения продуктивных горизонтов, которая заключается в цементирование двумя порциями тампонажних растворов с разными темпами набора прочности камня. Нижняя порция (для интервала залягания продуктивного горизонта) должна достигать прочности 1,42 МПа, до того, как прочность верхней порции достигнет 0,56 МПа. Разработано методику подбора рецептур тампонажного раствора для конкретных горно-геологических условий ДДв.
   Предложено для снижения проницаемости цементного камня на начальных стадиях твердения связывать избыток воды затворения и придавать ей начальное напряжение сдвига кремнийорганическими соединениями типа АКОР.
   На основе теоретических и экспериментальных работ разработана методика и определены оптимальные концентрации АКОРБ300, составляющие в зависимости от водоцементного соотношения 3¸ 6% массы вяжучего. Пористость цементного камня на начальной стадии твердения не зависит от типа вяжущего, водоцементного отношения и введённых химреагентов, а определяется только степенью его гидратации.
   Исследованы технологические свойства рецептур тампонажных растворов и полученного цементного камня з добавками АКОР. Добавка АКОРБ300 в состав тампонажного раствора улучшает его реологические параметры, повышает седиментационную устойчивость, понижает фильтрацию и не изменяет при этом сроков схватывания. АКОРБ300 существенно снижает проницаемость камня на начальной стадии твердения без ухудшения его прочностных характеристик. Экспериментальными исследованиями величины расширения при твердении цементно-зольных смесей с добавками АКОРБ300 установлено, что они являются безусадочными. Изучением влияния добавки АКОРБ300 на кинетику объемных изменений расширяющихся тампонажных растворов установлено, что она не уменьшает величины расширения. Коррозионная устойчивость цементно-зольных смесей с добавкой АКОРБ300 в агресивных солях сульфата и хлорида магния повышается.
   По результатам експериментальных исследований показана целесообразность использования добавки АКОРБ300 при пластовых температурах 100¸ 130° С.
   Результаты проведённых научных исследований вошли в состав проектов руководящих нормативных документов по креплению скважин для буровых организаций Департамента геологии и использования недр, и ДК ’’Укргаздобыча’’. Технологические рекомендации по усовершенствованию технологии цементирования скважин для повышения герметичности затрубного пространства в период ОЗЦ испытаны при цементировании скважин на предприятиях ГГП ”Полтаванафтегазгеология” и ООО ”Пласт”, ДП ”Охтырканафтегаздобыча”, которые строятся на заказ ГГП ”Полтаванафтегазгеология”. Во всех случаях получено удовлетворительное качество крепления. Заколонные перетоки отсутствуют.
   Ключевые слова: тампонажный раствор, цементный камень, гидростатическое давление, проницаемость, миграция пластовых флюидов, ожидание затвердения цементного раствора, суффозия, гидратация, АКОРБ300.

Lazarenko O.H. Improvement the tamponage of gas wells (the deposits in Dnieper-Donetsk cavity taken as an example). - Manuscript.

Dissertation for a Degree of Candidate of technical sciences by speciality 05.15.10. - Well drilling. - Ivano-Frankivsk National Technical University of Oil and Gas, Ivano-Frankivsk, 2001.

   The given thesis contains the study of the nature and conditions for pressure transmission through the column of grouting mortar in the process of its setting. There has been fixed the relation between the valuе of the pressur transmitted and the rock compressive strength. Also there have been defined the critical values of compression strength of cement rock, at which pressure transmission starts lowering and stops. Cementing tehnology has been improved, and methods of selecting formulae to prevent gas, oil and water manifestations at the initial stage of grouting mortar settihg have been developed. To lower the permeabilite of cement rock at the initial stage of setting, it has been suggested to add mixing water excesses and to dring them to the initial stress level of the displacement by AKOP - silicon organic compouds belonging to silanes. There have been described the positive properties of grouting mortars and of formed rock wint AKOP admixtures. The results of the inverstigation can be found in the normative documents on well grouting, sent winh the aim of implementation to the drilling enterprises that belong to the Departament of geology and mineral and natural resources use in Ukraine, and to ’’Ukrgazvydobuvannia’’ branch company. The recommendations at cementing tehnology are introduced in drilling companys.
   Key-words: grouting mortar, cement rock, hydrostatic pressur, permeability, migration of stratum fluids, expectancy of grouting mortar setting, suffosion, hydration, AKOPБ300.

Скачати автореферат дисертації безкоштовно (повна версія)
Удосконалення тампонування газових свердловин (на прикладі родовищ Дніпровсько-Донецької западини)

 
< Попередня   Наступна >

Всі права на опубліковані матеріали належать їх авторам. Матеріали розміщено виключно для ознайомлення.

Автореферати українських дисертацій. Скачай безкоштовно!