Продолжительный рост объема поисково-разведочных работ приводит к ужесточению требований к качеству проводки скважин и регулированию реологических свойств утяжеленных цементных растворов. Это необходимо для обеспечения безопасности, стабильности бурения и предотвращения осложнений, а также сокращения времени на ликвидацию аварий. Основная задача данного исследования изучение возможности применения реагента-гиперпластификатора в качестве добавки к цементным растворам из чистого портландцемента для получения утяжеленных растворов высокой плотности с необходимыми реологическими свойствами. Эти тампонажные растворы ориентированы на увеличение растекаемости цементного раствора и прочности цементного камня, обеспечивающего качественное крепление обсадных колонн в интервалах зон с аномально высокими пластовыми давлениями. С использованием различных приборов и оборудования в лабораторных условиях стандартными методами проводилось исследование тампонажного раствора и свойств цементного камня с добавлением реагента-гиперпластификатора, что позволило пластифицировать тампонажные растворы, увеличить их растекаемость и предоставить возможность регулирования плотности утяжеленных растворов. Реагент-гиперпластификатор результативно пластифицирует тампонажные растворы, увеличивая их растекаемость и снижая водоцементное отношение, что ведет к формированию цементного камня повышенной прочности. Результаты промышленного испытания реагента при цементировании эксплуатационной колонны в одной из скважин подтвердили возможность приготовления утяжеленного тампонажного раствора плотностью 2,40 г/см³, обеспечивая тем самым успешное выполнение цементных работ в условиях высокого давления. Результаты исследования имеют большое значение для улучшения технологии заканчивания скважин, повышения качества цементирования и крепления обсадных колонн, особенно в интервалах с аномально высокими пластовыми давлениями.
Список литературы
1. Деряев А.Р. Анализ вскрытия зон с аномально высокими пластовыми давлениями на нефтегазовых месторождениях западной части Туркменистана // SOCAR Proceedings Special. – 2023. – Nо. 2. – Р. 22–27. - http://doi.org/10.5510/OGP2023SI200871
2. Aghayev B.S. Method for operational forecasting of high-pressure zones in oil and gas wells // Problems of Information Technology. – 2022. – V. 14(1). – P. 29–36, http://doi.org/10.25045/jpit.v14.i1.05
3. Деряев А.Р. Управление траекторией скважины и контроль за пространственным положением ствола // SOCAR Proceedings Special Issue. – 2023. –
No. 2. – Р. 1–6. - http://doi.org/10.5510/OGP2023SI200870
4. Kumar S., Bera A., Shah S.N. Potential applications of nanomaterials in oil and gas well cementing: Current status, challenges and prospects // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2022. – V. 213. – http://doi.org/10.1016/j.petrol.2022.110395
5. Nano modifying additive micro silica influence on integral and differential characteristics of vibrocentrifuged concrete / A. Beskopylny, S.A. Stel’makh, E.M. Shcherban [et al.] // Journal of Building Engineering. – 2022. – V. 51. – http://doi.org/10.1016/j.jobe.2022.104235
6. Hafezi S. Real-time detection of drilling problems & issues during drilling by listing & using their signs both on the surface and downhole: Master’s thesis, NTNU. – 2023.
7. Деряев А.Р. Особенности прогнозирования аномально высоких пластовых давлений при бурении скважин на площади Юго-Западного Туркменистана // SOCAR Proceedings. – 2023. - Special Issue No. 2. – P. 7–12. – http://doi.org/10.5510/OGP2023SI200872
8. Eren T., Suicmez V.S., Directional drilling positioning calculations // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2020. – V. 73. – 103081. - http://doi.org/10.1016/j.jngse.2019.103081
9. Deshmukh V., Dewangan S.K. Review on various borehole cleaning parameters related to oil and gas well drilling // Journal of the Brazilian Society of Mechanical Sciences and Engineering. – 2022. – V. 44(5). – http://doi.org/10.1007/s40430-022-03501-2
10. Деряев А.Р. Выбор бурового раствора для наклонно-направленной эксплуатационно-оценочной скважины // SOCAR Proceedings. – 2023. – № 3. –
P. 51–57. – http://doi.org/10.5510/OGP20230300886
11. Optimizing the separation factor along a directional well trajectory to minimize collision risk / V. Mansouri, R. Khosravanian, D.A. Wood, B.S. Aadnøy // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2020. – V. 10. – Р. 2113–2125. - http://doi.org/10.1007/s13202-020-00876-7
12. Ahmed A., Abdelaal A., Elkatatny S. Evaluation of hematite and Micromax-based cement systems for high-density well cementing // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2022. - V. 220. - http://doi.org/10.1016/j.petrol.2022.111125
13. A novel thermo-thickening viscosity modifying admixture to improve settlement stability of cement slurry under high temperatures / X. Chen, C. Wang, Y. Xue [et al.] // Construction and Building Materials. – 2021. – V. 295. – P. 123606. – https://doi.org/10.1016/j.conbuildmat.2021.123606
14. Деряев А.Р. Особенности бурения наклонно направленных глубоких скважин в Туркменистане // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 2. – С. 43–47. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-2-43-47.
15. Machine learning-assisted production data analysis in liquid-rich Duvernay Formation / B. Kong, Z. Chen, S. Chen, T. Qin // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2021. – V. 200. – http://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.108377
16. The optimisation analysis of sand-clay mixtures stabilised with xanthan gum biopolymers / Jing Ni, Gang-Lai Hao, Jia-Qi Chen [et al.] // Sustainability. – 2021. –
V. 13(7). – http://doi.org/10.3390/su13073732
17. Chilingarian G.V., Fertl W.H. Formation pressures, abnormal // In: Applied Geology. Encyclopedia of Earth Sciences Series: edited by Finkl C. - Springer, Boston, MA., 1984. – P. 173–184. – https://doi.org/10.1007/0-387-30842-3_23
18. Permeability evolution at various pressure gradients in natural gas hydrate reservoir at the Shenhu area in the South China Sea / Cheng Lu, Yuxuan Xia, Xiaoxiao Sun [et al.] // Energies. – 2019. – V. 12(19). – DOI: http://doi.org/10.3390/en12193688
