Исследование полимерных добавок к тампонажным растворам для цементирования обсадных колонн в скважинах с большим отходом от вертикали

UDK: 622.245.422.4
DOI: 10.24887/0028-2448-2018-11-96-98
Ключевые слова: роторная управляемая система, скважина, тампонажный раствор, качество крепления, цементный камень, полимеры
Авторы: А.А. Куницких (Пермский национальный исследовательский политехнический университет), С.Е. Чернышов (Пермский национальный исследовательский политехнический университет), Е.А. Гашев (Пермский национальный исследовательский политехнический университет), И.В. Домбровский (ПАО «Мотовилихинские заводы»), В.Р. Хоменок (ПАО «Мотовилихинские заводы»)

Развитие новых технологий и технических средств в области бурения нефтяных и газовых скважин позволяет осваивать и разрабатывать труднодоступные месторождения, которые ранее считались экономически не рентабельными. Внедрение роторных управляемых систем (РУС) в технологию строительства скважин сделало доступным освоение ряда шельфовых месторождений в районе о. Сахалин, Тазовской губы и Балтийского моря. Использование РУС при строительстве скважин с большим отходом от вертикали на суше является перспективным направлением строительства скважин с протяженным горизонтальным участком. Бурение таких скважин позволяет вовлечь в эксплуатацию ранее не вырабатывавшиеся запасы месторождений, используя меньшее число скважин, чем при традиционном подходе, и способствует снижению капитальных вложений.

Для цементирования обсадных колонн на участках скважин с зенитным углом более 55° в интервалах продуктивных горизонтов к тампонажному раствору предъявляются повышенные требования (реологические и фильтрационные характеристики, седиментационная устойчивость). В статье рассмотрены результаты лабораторных исследований ряда полимерных реагентов на основе полисахаридов в качестве модифицирующих добавок к тампонажным растворам. Приведены полученные зависимости изменения растекаемости, водоотдачи и пластической вязкости от концентрации полимеров в тампонажном растворе в трех температурных диапазонах. Анализ результатов лабораторных исследований показал, что среди испытанных полимеров наилучшим сочетанием водоудерживающих и реологических свойств обладает реагент Natrosol 250 HHR. Установлено, что оптимальная рабочая концентрация полимерного реагента в тампонажном растворе составляет 0,15-0,30 %. Отмечено, что необходимо снижать пластическую вязкость тампонажного раствора путем введения в него пластифицирующих добавок.

Список литературы

1. Устькачкинцев Е.Н. Повышение эффективности строительства боковых стволов на территории Верхнекамского месторождения калийномагниевых солей // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 5. – С. 39–46.

2. Рынок бурения горизонтальных скважин и зарезки горизонтальных боковых стволов: текущее состояние и прогноз развития до 2027 года. – http://rpi-consult.ru/reports/dobycha-nefti-i-gaza/rynok-bureniya-gorizontalnykh-skvazhin-i-zarezki-...

3. Новые рекорды бурения и многоствольного заканчивания в Западной Сибири, Часть 1. – https://rogtecmagazine.com/новые-рекорды-бурения-и-многоствольн/?lang=ru/

4. На Сахалине пробурили самую протяженную в мире скважину. – https://www.rosneft.ru/press/news/item/188675/

5. Применение комплексных услуг позволило обеспечить стабильность ствола первой скважины с большим отходом забоя от вертикали в Балтийском море. – http://www.slb.ru/upload/iblock/233/12_dg_0051_lukoil_baltic_sea_cs_10_ak_apr_29_rus_letter.pdf/

6. Мелехин А.А. Тампонажные работы в нефтяных и газовых скважинах // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2011. – № 1. – С. 62–67.

7. Numerical simulation of cementing displacement interface stability of extended reach wells / J.-T. Wang, B.-J. Sun, H. Li [et al.] // Journal of Hydrodynamics. – 2018. – V. 30. – Iss. 1. – Р. 420–432. DOI: 10.1007/s42241-018-0051-4.

8. Чернышов С.Е., Куницких А.А. Разработка специальных тампонажных составов с регулируемой кинетикой расширения // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 8. – С. 83–85.

9. Николаев Н.И., Кожевников Е.В. Повышение качества крепления скважин с горизонтальными участками // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – № 11. – С. 29–36. – DOI: 10.15593/2224-9923/2014.11.3

10. Кожевников Е.В. Исследование свойств тампонажных растворов для крепления скважин и боковых стволов с наклонными и горизонтальными участками // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – № 17. – С. 24–31. – DOI: 10.15593/2224-9923/2015.17.3

11. Куницких А.А. Исследование модифицирующих добавок к тампонажным растворам // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 5. – С. 46–50.

12. Improving oil well cement slurry performance using hydroxypropylmethylcellulose polymer / G. Abbas, S. Irawan, S. Kumar, A.A.I. Elrayah // Advanced Materials Research. – 2013. – V. 787. – Р. 222–227. – DOI: 10.4028/www.scientific.net/AMR.787.222.

13. Медведев П.И. Физическая и коллоидная химия. Краткий курс. – М.: ГИСХЛ, 1954. – 269 с.

14. Булатов А.И. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин / Л.Б. Измайлов, В.И. Крылов, Е.М. Левин, А.И. Овечкин. – М.: Недра, 1981. – 240 с.


Внимание!
Купить полный текст статьи (формат - PDF) могут только авторизованные посетители сайта.

Библиометрия за 2016 год

SCOPUS
SNIP: 0,573
SJR: 0,205
РИНЦ
Двухлетний импакт-фактор: 0,629
Пятилетний импакт-фактор: 0,471
Показатель в рейтинге SCIENCE INDEX: 0,431
Место в рейтинге SCIENCE INDEX: 1178