ТАМПОНАЖНІ РОЗЧИНИ З ДИФЕРЕНЦІЙОВАНИМ ТЕМПОМ НАБОРУ МІЦНОСТІ

Автор(и)

  • В.М. Орловський Харківський національний університет міського господарства ім. О.М. Бекетова, Харків, Україна
  • В.С. Білецький Національний технічний університет «Харківський політехнічний інститут», Харків, Україна
  • А.М. Похилко Національний технічний університет «Харківський політехнічний інститут», Харків, Україна

DOI:

https://doi.org/10.32822/naftogazscience.2020.04.091

Анотація

За даними аналізу промислових матеріалів значна кількість свердловин на різних родовищах газу мають заколонні перетікання і практично не придатні до ефективної експлуатації. Однією з причин цього є неякісне кріплення свердловини, зокрема, інтервалу залягання продуктивних горизонтів.

Більшість газонафтоводопроявів виникає в перші вісім годин очікування тужавіння цементу, що, як правило, пов'язано зі зниженням гідростатичного тиску стовпа цементного розчину в процесі тужавіння.

Зниження ізолюючої здатності цементного кільця при тривалій експлуатації свердловини, переважно, викликано недостатньою термо-корозійною стійкістю тампонажного каменя у відповідних умовах.

Тому виникає необхідність створення рецептур тампонажних сумішей, використання яких забезпечує диференційований темп набору міцності протягом очікування твердіння цементу при високих технологічних властивостях тампонажного каменю при довготривалих термінах його експлуатації.

Однією з найнебезпечніших з точки зору виникання газонафтоводопроявів і перетікань є початкова стадія очікування твердіння цементу.

В цей період часу, коли цементний камінь подібний до проникної матриці з продуктів гідратації, поровий простір якої заповнений вільною водою, створюються найбільш сприятливі умови для фільтрації через нього пластового флюїду. Це може стати причиною суфозійного каналоутворення.

З метою недопущення перетікань запропоновано досягати оптимального розподілу тиску шляхом цементування експлуатаційних колон двома порціями тампонажного розчину з різними термінами тужавіння. У вітчизняній практиці цементування при довжині нижньої секції обсадної колони, яка перекриває флюїдонасичені горизонти, більшій ніж 400 м передбачається диференціювання термінів тужавіння порцій тампонажного розчину по висоті

стовпа таким чином, щоб початок тужавіння нижньої порції був на 2 – 3 години меншим, ніж верхньої.

Ключові слова: водосумішеве відношення, реологічні властивості, тиск на вибій свердловини, складовий стовп тампонажного розчину, тампонажні розчини, тужавіння тампонажного розчину, темп набору міцності, міцність цементного кільця

Список літератури:

  1. Бандур Р.В. Проблема підбору рецептури тампонажних розчинів для заданих вибійних умов / Р.В. Бандур, О.В. Лужаниця, С.Г. Михайленко [та ін.] // Питання розвитку газової промисловості України: (зб. наук. праць УкрНДІгаз). – Харків, 2005. – С. 135 – 137.
  2. Бонетт А., Делюс П., Шугер Л. Миграция газа – взгляд вглубь проблемы / Нефтегазовое обозрение. – 1998. – весна. – С. 18-33.
  3. Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин / А.И. Булатов. – М.: Недра, 1991. – 336 с.
  4. Горський В.Ф. Тампонажні матеріали і розчини / В.Ф. Горський. – Чернівці: 2006. – 524 с.
  5. Данюшевский В.С. Справочное руководство по тампонажным материалам / В.С. Данюшевский, Р.М Алиев, И.Ф. Толстых – М.: Недра, 1987. – 373 с.
  6. До проблеми герметичності затрубного простору на ранніх стадіях тампонажного розчину/ О.В. Лужаниця, С.Г. Михайленко, Я.С. Коцкулич, О.Г. Лазаренко // Розвідка і розробка нафтових і газових родовищ. Серія: Буріння нафтових і газових свердловин. – Івано-Франківськ: ІФДТУНГ. – 1997. – № 34. – С. 89 – 91.
  7. Інструкція щодо визначення умов використання газових свердловин з наявністю міжколонного тиску, пробурених на шельфі Чорного і Азовського морів: Затв. Держнафтогазпромом України, ВАТ «Український нафтогазовий інститут», ДВК Чорноморнафтогаз» 1997; Термін дії не встановлений / Держнафтогазпром України. – Київ, 1997. – 11 с.
  8. Куксов А.К. Повышение качества цементирования скважин / Нефтяное хозяйство. – 1985.– № 9 – С. 25 – 27.
  9. Орловський В.М. Тампонажні матеріали, що розширюються при твердінні монографія / В.М. Орловський. – Полтава, 2015. – 129 с.
  10. Предотвращение миграции газа в затрубном пространстве цементируемой скважины / Д. К. Левайн, Э.И. Томас, Х.П. Безнер, Д.К. Толпа // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. – 1980. – № 10 – С. 8 – 12.
  11. Технологічні регламенти по цементуванню обсадних колон в свердловинах на родовищах АТ «Укрнафта» на 1996-2000 рр. – Держкомнафтогаз ВАТ УкрНГІ – Київ, 1995 – 36 с.

Біографії авторів

В.М. Орловський, Харківський національний університет міського господарства ім. О.М. Бекетова, Харків, Україна

Кандидат технічних наук, доцент

В.С. Білецький, Національний технічний університет «Харківський політехнічний інститут», Харків, Україна

Доктор технічних наук, професор

А.М. Похилко, Національний технічний університет «Харківський політехнічний інститут», Харків, Україна

Аспірантка

FORMULATIONS OF THE CEMENTING SLURRY WITH DIFFERENTIATED RATE OF STRENGTH

Опубліковано

2020-09-30 — Оновлено 2020-10-08

Як цитувати

Орловський, В., Білецький, В. ., & Похилко, А. (2020). ТАМПОНАЖНІ РОЗЧИНИ З ДИФЕРЕНЦІЙОВАНИМ ТЕМПОМ НАБОРУ МІЦНОСТІ. Проблеми та перспективи нафтогазової промисловості, 1(4), 91-105. https://doi.org/10.32822/naftogazscience.2020.04.091

Номер

Розділ

Розробка нафтових та газових родовищ