ПРИЧИНЫ КАНАЛООБРАЗОВАНИЯ В ЦЕМЕНТНОМ КАМНЕ И СПОСОБЫ ИХ УСТРАНЕНИЯ
DOI:
https://doi.org/10.25635/2313-1586.2023.04.043Ключевые слова:
«самозалечивающиеся» цементы, восстановление крепи скважины, разгерметизация заколонного пространства, ремонтно-изоляционные работыАннотация
В результате разгерметизации заколонного пространства и образования флюидопроводящих каналов на границах контакта обсадная колонна – цементный камень, цементный камень-пласт, а также системы трещин, возникающих при воздействии динамической нагрузки, в разы превосходящей предел прочности камня на изгиб, происходит закладывание трасс для миграции пластовых флюидов, в том числе газовых грифонов или заколонной циркуляции воды. Последствиями межколонных флюидопроявлений являются преждевременный износ цементной крепи, сокращение ее безаварийной службы, немедленная остановка скважины на ремонт, все это влечет за собой простои и угнетение режима эксплуатации скважины изменениями во времени градиента давления в зоне дренирования и хоть временным, но снижением подвижности нефти. В связи с тем что специфика технологии и материалов для крепления скважин предопределяют необратимость процесса, каким является цементирование, в некоторых случаях традиционные технологии восстановительных ремонтов оказываются бесполезными, заканчивающимися ликвидацией скважины. Единственным способом профилактики нарушений сплошности цементной крепи и восстановлением герметичности цементного кольца без перевода скважины в ремонт является разработка и применение специального тампонажного материала, который бы обладал самозалечивающимися свойствами, способными к самоактивации в случае разгерметизации крепи скважины.
Библиографические ссылки
Исмагилова Э.Р., Агзамов Ф.А., 2016. Разработка добавок в «самозалечивающиеся» цементы для восстановления герметичности цементного кольца нефтяных и газовых скважин. НТЖ «Бурение и Нефть», т. 5, № 1, С. 36 – 41.
Исмагилова Э.Р., Агзамов Ф.А., Аббас А.Д., 2017. Оптимизация дисперсности добавок в самозалечивающихся цементах. Георесурсы, Т. 19, № 2, С. 129 – 134.
Беллабарба М., Бюльте-Лойе Э., Фрелиш Б., Ле Руа-Делаж С., Ван Кейк Р., Зиру С., 2008. Обеспечение эффективного разобщения пластов после окончания экс-плуатации скважин. Нефтегазовое обозрение, Том 20, № 1 (Весна), С. 22 – 37.
Ишбаев Г.Г., Дильмиев М.Р., Ишбаев Р.Р., Латыпов Т.Р., 2015. Разработка тампонажных материалов повышенной ударной прочности. НТЖ «Бурение и Нефть», № 9, С. 38 – 41.
Булатов А.И., 1990. Формирование и работа цементного камня в скважине. Москва: Недра, 408 с.
Юнг В.Н., Бутт Ю.М., Журавлев В.Ф. и др., 1952. Технология вяжущих веществ. Под ред. В.Н. Юнга. Москва: Промстройиздат, 600 с.
Исмагилова Э.Р., 2022. Разработка цементной технологии для самовосстановления герметичности крепи скважины. НТЖ «Бурение и нефть», № 4, С. 16 – 21.
Agzamov F.A., Ismagilova E.R., Beshir M.A., 2022. Elaboration of mending additives for the cement sheath repair. Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана, Том 4, № 3. https://doi.org/10.54859/kjogi108564
Бикбау М.Я, Высоцкий Д.В., Тихомиров И.С., 2011. «Бетоны на наноцементах: свойства и перспективы». Технологии бетонов, № 11 – 12 (64 – 65), С. 31 – 35.
Пат. 2760860 Российская Федерация. Тампонажный материал / Э.Р. Исмагилова, Ф.А. Агзамов; патентообладатель Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет» – № 2021102649, заявл.04.02.2021, опубл. 01.12.2021, Бюл. № 34.