Россия входит в топ-3 стран по мировой добыче нефти. Для сохранения лидирующих позиций и повышения объема извлекаемых углеводородов специалисты заинтересованы в строительстве надежных объектов, которые обеспечивают максимальную рентабельность работы. После процесса бурения стенки скважины укрепляют, спуская туда обсадную колонну и цементируя ее специальными тампонажными растворами. В полученной крепи формируют отверстия методом перфорации. Это необходимо для создания гидродинамической связи пласта со скважиной и начала процесса нефтеизвлечения. Неправильно подобранные параметры такой работы приводят к образованию трещин, которые становятся причиной преждевременного обводнения. Ученые Пермского Политеха впервые смоделировали крепь скважины, учитывая возникающие давления при перфорации, состав тампонажного раствора, свойства формируемого из него камня и параметры проведения прострелочно-взрывных работ. Полученные результаты и методические подходы позволят избежать разрушения крепи скважин и больших издержек на восстановление ее целостности.
Определение прочности образца цементного камня / © Вадим Дерендяев, журнал «Недропользование
Статья опубликована в журнале «Недропользование». Работы выполнены при поддержке Минобрнауки России.
Несмотря на множество исследований и разработок, направленных на создание долговечной герметичной крепи скважин, перфорация нарушает ее целостность. Образование трещин приводит к раннему обводнению добываемой продукции, снижению нефтедобычи и увеличению расходов на утилизацию воды. Все это вызывает необходимость в проведении затратных и не всегда эффективных ремонтных работ.
Создание достоверной модели скважины, определение фактической прочности материала, а также замер избыточных внутренних давлений, которые возникают в процессе перфорации, позволит решить проблему сохранности цементного камня. Это даст возможность не только выявить нарушение герметичности, но и вычислить максимально допустимую нагрузку на крепь, установить требования к свойствам тампонажного камня, а также разработать рекомендации к параметрам проведения перфорации.
«Традиционный подход, при котором плотность перфорации составляет 20 и 30 отверстий на метр длины коллекторов, не учитывает состав перфорационных жидкостей, забойное и пластовое давления. Не принимаются во внимание также свойства горной породы и физические процессы, происходящие в ней из-за воздействия на них ударной нагрузки при срабатывании перфоратора. Мы разработали модель, которая учитывает все эти особенности», – объясняет Сергей Чернышов, заведующий кафедрой «Нефтегазовые технологии» ПНИПУ, доктор технических наук.
Ученые Пермского Политеха смоделировали напряженно-деформированное состояние околоскважинной зоны в условиях создания перфорации с использованием трех разных рецептур тампонажных растворов. На примере двух месторождений выявили наиболее эффективный.
«Разработанная модель включает эксплуатационную колонну, цементный камень и участок породы-коллектора. Она позволяет задавать неравномерное распределение давления внутри скважины во время перфорации, а также учитывать все свойства тампонажного камня», – рассказывает Сергей Попов, заведующий лабораторией института проблем нефти и газа РАН, доктор технических наук.
Для исследования политехники совместно с индустриальными партнерами выполнили более 100 измерений максимальных давлений при формировании отверстий различной прострелочно-взрывной аппаратурой, необходимой для перфорации. По ним вычисляли избыточные значения, которые приводят к появлению трещин в крепи скважины.
Цементирование колонны осуществляли с помощью трех разных тампонажных составов, с модифицирующими добавками и без. Для определения их физико-механических свойств изготавливали образцы, которые испытывали на прочность согласно нормативным документам.
«Многовариантное численное моделирование показало нам зоны разрушения цементного камня в трех скважинах для каждого типа цемента. Наибольшая возникает для состава, который имеет меньшую прочность. Но сильнее разрушение происходит для скважины с большей величиной давления во время перфорации. В результате мы выявили тампонажный состав, который менее подвержен разрушению и выдерживает нагрузки, вызванные перфорационным работами», – рассказывает Вадим Дерендяев, ассистент кафедры «Нефтегазовые технологии» ПНИПУ.
Разработанная модель ученых Пермского Политеха позволяет детально исследовать устойчивость крепи нефтяных скважин и определить особенности ее разрушения. Полученные результаты и технологические рекомендации могут использоваться при определении оптимальных рецептур тампонажных растворов для крепления скважины, а также при выборе основных параметров перфорации. Все это снижает риск ухудшения целостности и герметичности скважин, значительно сокращает расходы на ее ремонт.
