Обоснована необходимость оценки влияния термобарических факторов и особенностей геологического разреза месторождений на реологические свойства магнезиальных тампонажных растворов, которые используются для крепления нефтяных и газовых скважин, вскрывающих отложения водорастворимых солей. Показано, что для учета термобарических факторов недостаточно определить только консистенцию и время загустевания раствора. При установлении оптимального режима размещения тампонажного раствора в заколонном пространстве требуется задать показатели его реологических свойств, позволяющие выполнить гидравлические расчеты процесса цементирования. Для магнезиальных тампонажных растворов, реологическое поведение которых описывается моделью Бингама – Шведова, такими показателями являются пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига.
Выполнен обзор литературы по изучению процессов, происходящих в тампонажных растворах с изменением температуры и давления реакционной массы. Приведены методика и результаты лабораторных исследований по оценке влияния температуры и давления на реологические свойства магнезиальных растворов на основе различных порошков оксида магния, применяемых для приготовления используемых в настоящее время сухих тампонажных смесей. Диапазоны изменения факторов влияния выбраны исходя из реальных условий применения магнезиальных тампонажных материалов в нефтяных скважинах и возможностей используемой приборной базы: для температуры – 10-30 ⁰С, для давления – 0,1-14 МПа. Приведены результаты сравнительной оценки степени влияния этих факторов на реологию портландцементных и магнезиальных тампонажных растворов. Установлено, что изменение температуры в большей степени влияет на реологию магнезиальных тампонажных растворов, чем изменение давления. Учет обоих параметров необходим для обоснованного выбора оптимального режима размещения раствора в кольцевом пространстве скважины.
Список литературы
1. Применение магнезиальных цементов при креплении глубоких нефтяных и газовых скважин/ Г.М. Толкачев, А.С. Козлов, А.В. Анисимова [и др.] // Сборник научных трудов SWorld. – 2013.– № 3. – Т.14.
2. ПБ 07-436-02. Правила промышленной безопасности при освоении месторождений нефти на площадях залегания калийных солей утв. пост. ГГТН России № 8 от 04.02.02 г. зарег. Минюстом РФ № 3272 от 26.02.01 г.
3. Пастухов А.М., Козлов А.С. Тампонажный материал для цементирования обсадных колонн в интервалах ММП // Вестник ПНИПУ. Геология, Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – № 10. – С. 42–48.
4. Девяткин Д.А., Толкачев Г.М., Козлов А.С. К вопросу о способе снижения химической активности магнезиальных цементов для обеспечения безопасного применения их при цементировании обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология, Нефтегазовое и горное дело. – 2013. – № 9. – С. 49–56.
5. Булатов А.И. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем. – М.: Недра, – 1976. – 248 с.
6. Маковей Н. Гидравлика бурения / пер. с рум. – М.: Недра, 1986. – 536 с.
7. Анисимова А.В., Толкачев Г.М. Особенности реологических характеристик магнезиальных тампонажных растворов. В сб. научных трудов 70-й юбилейной международной молодежной научной конференции, г. Москва, 18-20 апреля 2016 г. – М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2016. – С. 42–52.
8. Данюшевский В.С., Алиев Р.М., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. – М.: Недра, 1987. – 373 с.
