Цементирование нефтяных и газовых скважин — важный этап их строительства. Такой процесс в бурении обеспечивает надежную изоляцию и герметичность канала добычи. Успешность проведенных работ на этой стадии напрямую влияет на эффективность и срок эксплуатации скважин. Цементирование происходит с помощью тампонажных растворов, состав которых подбирают индивидуально в лабораторных условиях с учетом горно-геологических особенностей. Это может занимать большое количество времени и ресурсов. Ученые ПНИПУ разработали программу для автоматического подбора рецептур тампонажных растворов. С ее помощью нефтесервисные компании смогут значительно снизить временные и финансовые затраты на этом этапе.
Нефтедобыча / © David Thielen, Unsplash
Тампонажный раствор — это специальная смесь, применяемая в процессе цементирования скважин. Она предназначена для заполнения пространства между обсадными трубами, которые предотвращают обрушение и изолируют различные геологические пласты друг от друга, и стенками скважины. Основные компоненты обычно включают цемент, воду и различные добавки, влияющие на его свойства.
Тампонажные растворы характеризуются рядом технологических параметров, например, растекаемостью и пластической вязкостью, показателем фильтрации, прочностными свойствами и так далее. По ним делают выводы – будет данный состав пригоден для цементирования или нет. Неправильная рецептура может привести к гидравлическому разрыву пласта и другим осложнениям, а это в свою очередь станет причиной загрязнения и значительного ухудшения продуктивных свойств горных пород.
Ученые Пермского Политеха разработали уникальное программное обеспечение для подбора составов тампонажных растворов CEM.Slurry. Оно поможет с определением оптимальных концентраций ввода модифицирующих добавок в тампонажные растворы с требуемыми технологическими показателями и что самое главное – без проведения многочисленных лабораторных исследований.
«Разработанное нами ПО предназначено для оперативного подбора рецептур тампонажных растворов. Поиск оптимальных концентраций осуществляется в двух доступных режимах работы. В первом – для конкретных значений технологических показателей, которые нам необходимы. Пользователь вручную вводит какими должны быть фильтрация, растекаемость и пластическая вязкость. Во втором – для диапазона значений с возможностью определения минимальной стоимости добавок в составе тампонажного раствора», – поделился доктор технических наук, заведующий кафедрой нефтегазовых технологий ПНИПУ Сергей Чернышов.
«После нажатия кнопки «Рассчитать» программа выдает процентное содержание каждой модифицирующей добавки с необходимыми технологическими параметрами. Обычно один оценочный неполный лабораторный тест по приготовлению и определению основных свойств таких растворов занимает около одного часа, тогда как наше ПО подбирает оптимальную концентрацию модифицирующих добавок за несколько секунд», – дополнил один из разработчиков современного ПО, аспирант кафедры нефтегазовых технологий ПНИПУ Вадим Дерендяев.
Программное обеспечение политехников в настоящий момент готово для коммерческого использования, ученые планируют увеличивать его функционал: разработать математические модели для различных плотностей тампонажных растворов, видов модифицирующих добавок и типов вяжущего вещества.
С помощью разработки ученых Пермского Политеха нефтесервисные компании смогут значительно снизить количество проводимых лабораторных исследований, временные и финансовые затраты на подбор оптимальных составов тампонажных растворов при цементировании скважин.
На разработку выдано свидетельство.
