Программа Пермского Политеха повысит герметичность и долговечность нефтегазовых скважин

❋ 4.3

Для обеспечения герметичности и долговечности нефтяных и газовых скважин, эксплуатационные колонны, через которые в будущем на поверхность поступают флюиды, цементируют с помощью тампонажного раствора. Это важный ответственный и трудоемкий процесс, от которого зависит успешность будущей работы скважин. Состав таких смесей для каждой из них подбирается в лабораторных условиях с учетом горно-геологических особенностей, определяются его технологические свойства, обеспечивающие безаварийность проведения работ по цементированию. Если выбрать неправильную рецептуру, то может произойти гидравлический разрыв пласта, который приведет к загрязнению и значительному ухудшению свойств продуктивных горных пород. На сегодняшний день нет полностью автоматизированного способа выбора состава тампонажного раствора, который бы учитывал все требуемые характеристики. Ученые Пермского Политеха разработали программное обеспечение, которое поможет выбрать оптимальную рецептуру тампонажного раствора с учетом требуемых технологических параметров и стоимости всех химических реагентов без проведения дополнительных лабораторных исследований.

ПНИПУ

# газ

# нефтегазовая скважина

# нефтедобыча

# нефть

# углеводороды

Программа Пермского Политеха повысит герметичность и долговечность нефтегазовых скважин / © Getty images / Автор: Александр Литвинов

Разработка проведена в рамках программы стратегического академического лидерства «Приоритет 2030», получено свидетельство о государственной регистрации программного обеспечения для выбора рецептуры тампонажных растворов RecipeSoftware.

Рецептуры тампонажных растворов для цементирования обсадных колонн скважин подвергаются частой корректировке из-за необходимости одновременного соблюдения множества требований, среди которых можно выделить следующие: растворы должны быть легко прокачиваемы, обладать необходимыми реологическими свойствами, исключать возможность гидравлического разрыва пласта в процессе цементирования, иметь низкий показатель фильтрации и требуемые сроки загустевания, быть безусадочными. Для обеспечения соответствия всем требуемым показателям в состав вводят различные химические реагенты, которые улучшают характеристики тампонажного раствора.

Основная проблема заключается в том, что для выбора рецептуры приходится выполнять многочисленные лабораторные исследования. По мнению политехников, решить данную задачу возможно путем разработки математических моделей, описывающих поведение тампонажных растворов при изменении их состава.

«Большой объем результатов лабораторных испытаний позволяет применять методы математического моделирования и использовать полученные модели для оперативного управления основными технологическими свойствами тампонажных составов. С помощью разработанных матмоделей можно определить оптимальную рецептуру для выполнения работ по цементированию обсадных колонн нефтяных и газовых скважин на территории Пермского края, других районов России и зарубежья. Эффективность созданных математических моделей подтверждена результатами опытно-промысловых испытаний», — рассказывает заведующий кафедрой «Нефтегазовые технологии» ПНИПУ, доктор технических наук Сергей Чернышов.

Для составления моделей по выбору состава тампонажного раствора ученые взяли за основу ранее разработанную рецептуру. В нее вводились модифицирующие добавки для получения требуемых показателей основных технологических свойств. По результатам лабораторных исследований политехники получили необходимые значения (физико-химические параметры, пределы концентраций, вязкость и другие) для разработки математических моделей. Далее с помощью них ученые внесли изменения в рецептуру тампонажного состава для работ по цементированию колонны нефтедобывающей скважины на одном из месторождений Пермского края. Раствор соответствовал всем технологическим требованиям, что доказало эффективность созданных моделей.

«Кроме того, на основе созданных математических моделей мы разработали компьютерную программу RecipeSoftware для выбора рецептуры тампонажных составов на языке программирования C#. Она позволяет с помощью специального алгоритма определить содержание модифицирующих добавок, таких как понизитель фильтрации и пластификатор, в зависимости от требуемых значении основных параметров тампонажных растворов, включающих показатель фильтрации, растекаемость и пластическую вязкость.

Подбор рецептур может осуществляться как по конкретным заданным значениям характеристик, так и в их диапазоне. Во втором случае программа предлагает различные комбинации ввода добавок с возможностью определения минимальной стоимости состава. ПО может применяться для оперативного подбора концентраций химических реагентов в составе тампонажных растворов с заданными параметрами без проведения лабораторных исследований», — говорит аспирант кафедры нефтегазовых технологий Пермского Политеха Вадим Дерендяев.

Благодаря созданному учеными ПНИПУ приложению, нефтесервисные компании смогут значительно снизить временные и финансовые затраты на выбор оптимальных составов тампонажных растворов при креплении скважин без проведения многочисленных лабораторных исследований. Также разработка поможет избежать возникновения осложнений и аварий на этапе их строительства.

Нашли опечатку? Выделите фрагмент и нажмите Ctrl + Enter.

Пермский национальный исследовательский политехнический университет (национальный исследовательский, прошлые названия: Пермский политехнический институт, Пермский государственный технический университет) — технический ВУЗ Российской Федерации. Основан в 1960 году как Пермский политехнический институт (ППИ), в результате объединения Пермского горного института (организованного в 1953 году) с Вечерним машиностроительным институтом. В 1992 году ППИ в числе первых политехнических вузов России получил статус технического университета.