Ученые Пермского Политеха представили модель для предотвращения разрушения скважин
Пермь, 13 янв - ИА Neftegaz.RU. Ученые Пермского Политеха провели детальное исследование разрушения конструкции скважин, актуальное для России, которая занимает одно из ведущих мест в глобальной добыче нефти.
Об этом сообщила пресс-служба вуза.
Для поддержания лидерской позиции и увеличения объема извлекаемых углеводородов необходимо строить надежные объекты, обеспечивающие максимальную рентабельность.
После бурения стенки скважины укрепляют, опуская обсадную колонну и заполняя её специальными тампонажными растворами.
Перфорация обеспечивает гидродинамическую связь пласта со скважиной и инициирует процесс добычи нефти.
Однако неверный выбор параметров может привести к образованию трещин и преждевременному обводнению.
Впервые учеными Пермского Политеха была смоделирована крепь скважины с учетом давления при перфорации, состава тампонажного раствора, свойств образуемого камня и параметров проведения прострелочно-взрывных работ.
Результаты и разработанные методические подходы помогут устранить разрушения крепи скважин и избежать значительных затрат на её восстановление.
Статья с результатами исследования опубликована в журнале Недропользование в 2024 г. и выполнена при поддержке Минобрнауки РФ (проект FSNM-2024-0005).
Несмотря на обширные разработки, направленные на создание долговечных и герметичных скважин, перфорация все еще нарушает целостность конструкций.
Это приводит к образованию трещин, раннему обводнению продукции, сокращению объемов добычи нефти и увеличению расходов на утилизацию воды, что подчеркивает необходимость дорогостоящих ремонтных работ.
Составление точной модели скважины, определение прочности материалов и анализ внутренних давлений при перфорации помогут решить проблему сохранности цементного камня.
Это позволит не только обнаружить нарушения герметичности, но и установить допустимую нагрузку на крепь, требования к свойствам тампонажного камня и рекомендации по перфорации.
Завкафедрой Нефтегазовые технологии ПНИПУ, доктор технических наук С. Чернышов отметил, что традиционный подход с плотностью перфорации в 20-30 отверстий на метр не учитывает состав перфорационных жидкостей и пласты давления, а также физические процессы в горной породе, вызванные ударной нагрузкой от перфоратора.
Разработанная модель учитывает все эти аспекты.
Сотрудники Пермского Политеха смоделировали напряженно-деформированное состояние околоскважинной зоны при перфорации, используя три различных рецепта тампонажных растворов.
На примере двух месторождений была выявлена наиболее эффективная рецептура.
Заведующий лабораторией института проблем нефти и газа РАН, доктор технических наук С. Попов добавил, что созданная модель учитывает эксплуатационную колонну, цементный камень и участок породы-коллектора, обеспечивая неравномерное распределение давления и свойства тампонажного камня.
Учеными совместно с индустриальными партнерами было проведено более 100 измерений максимальных давлений при формировании отверстий различной перфорационной аппаратурой.
Эти данные использовались для вычисления избыточных значений, приводящих к образованию трещин в крепи.
Различные составы тампонажных растворов были протестированы на физико-механические свойства, и результаты многовариантного моделирования показали зоны разрушения цементного камня в трех скважинах.
Наибольшее разрушение наблюдалось для состава с низкой прочностью, особенно при высоком давлении во время перфорации.
В итоге был выделен тампонажный состав, который менее подвержен разрушению и лучше выдерживает нагрузки.
Разработанная модель позволяет глубже изучить устойчивость крепи скважин и выяснить особенности её разрушения.
Полученные результаты и рекомендации помогут учитывать оптимальные рецептуры тампонажных растворов и параметры перфорации, что существенно снизит риск повреждения целостности и герметичности скважин и позволит сократить расходы на их ремонт.
Об этом сообщила пресс-служба вуза.
Для поддержания лидерской позиции и увеличения объема извлекаемых углеводородов необходимо строить надежные объекты, обеспечивающие максимальную рентабельность.
После бурения стенки скважины укрепляют, опуская обсадную колонну и заполняя её специальными тампонажными растворами.
Перфорация обеспечивает гидродинамическую связь пласта со скважиной и инициирует процесс добычи нефти.
Однако неверный выбор параметров может привести к образованию трещин и преждевременному обводнению.
Впервые учеными Пермского Политеха была смоделирована крепь скважины с учетом давления при перфорации, состава тампонажного раствора, свойств образуемого камня и параметров проведения прострелочно-взрывных работ.
Результаты и разработанные методические подходы помогут устранить разрушения крепи скважин и избежать значительных затрат на её восстановление.
Статья с результатами исследования опубликована в журнале Недропользование в 2024 г. и выполнена при поддержке Минобрнауки РФ (проект FSNM-2024-0005).
Несмотря на обширные разработки, направленные на создание долговечных и герметичных скважин, перфорация все еще нарушает целостность конструкций.
Это приводит к образованию трещин, раннему обводнению продукции, сокращению объемов добычи нефти и увеличению расходов на утилизацию воды, что подчеркивает необходимость дорогостоящих ремонтных работ.
Составление точной модели скважины, определение прочности материалов и анализ внутренних давлений при перфорации помогут решить проблему сохранности цементного камня.
Это позволит не только обнаружить нарушения герметичности, но и установить допустимую нагрузку на крепь, требования к свойствам тампонажного камня и рекомендации по перфорации.
Завкафедрой Нефтегазовые технологии ПНИПУ, доктор технических наук С. Чернышов отметил, что традиционный подход с плотностью перфорации в 20-30 отверстий на метр не учитывает состав перфорационных жидкостей и пласты давления, а также физические процессы в горной породе, вызванные ударной нагрузкой от перфоратора.
Разработанная модель учитывает все эти аспекты.
Сотрудники Пермского Политеха смоделировали напряженно-деформированное состояние околоскважинной зоны при перфорации, используя три различных рецепта тампонажных растворов.
На примере двух месторождений была выявлена наиболее эффективная рецептура.
Заведующий лабораторией института проблем нефти и газа РАН, доктор технических наук С. Попов добавил, что созданная модель учитывает эксплуатационную колонну, цементный камень и участок породы-коллектора, обеспечивая неравномерное распределение давления и свойства тампонажного камня.
Учеными совместно с индустриальными партнерами было проведено более 100 измерений максимальных давлений при формировании отверстий различной перфорационной аппаратурой.
Эти данные использовались для вычисления избыточных значений, приводящих к образованию трещин в крепи.
Различные составы тампонажных растворов были протестированы на физико-механические свойства, и результаты многовариантного моделирования показали зоны разрушения цементного камня в трех скважинах.
Наибольшее разрушение наблюдалось для состава с низкой прочностью, особенно при высоком давлении во время перфорации.
В итоге был выделен тампонажный состав, который менее подвержен разрушению и лучше выдерживает нагрузки.
Разработанная модель позволяет глубже изучить устойчивость крепи скважин и выяснить особенности её разрушения.
Полученные результаты и рекомендации помогут учитывать оптимальные рецептуры тампонажных растворов и параметры перфорации, что существенно снизит риск повреждения целостности и герметичности скважин и позволит сократить расходы на их ремонт.