В статье рассмотрено повышение качества крепления скважин в неустойчивых терригенных отложениях путем совершенствования методов контроля технического состояния ствола, разработки седиментационно устойчивых тампонажных материалов и буферных жидкостей. Задача исследования состояла в определении на основе анализа фонда ранее пробуренных скважин и дальнейшем прогнозировании оптимальных условий бурения, обеспечивающих максимальную краткосрочную и долгосрочную стабильность открытого ствола скважины. Для решения данной задачи предложена система критериев оценки стабильности ствола скважин, реализованная в виде расчетных шаблонов. Разработана и реализована методика оценки технического состояния ствола скважины, визуализированная посредством цветовых кластеров и учитывающая как операции, выполняемые в процессе бурения скважин, так и затраты времени на строительство каждой пробуренной секции. На основе многовариантных итераций определены условия повышения устойчивости терригенных отложений в процессе крепления скважин на месторождениях им. Р. Требса и А. Титова. В качестве решения предложены новые рецептуры облеченных тампонажных составов и буферных жидкостей с повышенной седиментационной устойчивостью и высокими прочностными свойствами, содержащие подобранную определенным способом полимерную добавку. В результате тестирования установлено, что разработанная вязкоупругая буферная жидкость характеризуется меньшими статическими фильтрационными потерями, чем стандартная буферная жидкость, содержащая противопоглощающие добавки. Исследования гельцементного состава плотностью 1500 кг/м3 с добавкой полимерного реагента выявили повышение седиментационной устойчивости и прочностных характеристик опытного образца в сравнении с аналогичными применяемыми в настоящее время тампонажными растворами плотностью 1600 кг/м3.
Список литературы
1. Зейналов Н.Э., Сулейманов Э.М. О деформациях глинистых пород стенок скважины после цементирования // Нефть и газ. Изв. вузов. – 1982. – № 7. – С. 30-34.
2. Рыкус М.В. О влиянии вторичных преобразований на качество терригенных пород-коллекторов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2018. – № 12 – С. 40–45.
3. Галиев А.Ф., Самсыкин А.В. Теоретические аспекты разработки цементно-полимерных составов для борьбы с высокоинтенсивными поглощениями. В сб. Практические аспекты нефтепромысловой химии. – Уфа: БашНИПИнефть, 2014. – С. 50–53.
4. Галиев А.Ф., Агзамов Ф.А. Анализ процесса бурения скважины под техническую колонну на месторождениях им. Р. Требса и А. Титова // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2018. – № 8. – С. 9–14.
5. Self-Healing Polymers and Composites / B.J. Blaiszik, S.L.B. Kramer, S.C. Olugebefola [et al.] // Annu. Rev. Mater. Res. – 2010. – Р.179–211.
6. Подбор тампонажных составов для проведения ремонтно-изоляционных работ в низкопроницаемых интервалах / В.А. Шайдуллин, Е.А. Левченко, О.И. Валиева, И.А. Ахмеров // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 6. – С. 94–98.
