Цементирование Скважин

Группа компаний «РИНАКО» осуществляет поставки тампонажной смеси «КАРБОН-БИО», обладающей повышенной трещинностойкостью, высокой тампонирующей и кольматирующей способностью, возможностью противостоять значительным температурным нагрузкам, 2-5% объемным расширением, коррозионной стойкостью.  

Научно-исследовательская деятельность:

Опытно-промышленные работы с применением пеноцементной технологии начались с целью водоизоляции пласта и восстановления герметичности крепи скважины. Работы выполнены на скважинах Пермокарбоновой залежи Усинского, Южно-Низевого, Макарьельского и Ярегского  месторождений. Успешность работ составляет 90 %.

Для проведения работ по изоляции прорыва пара на скважинах Ярегского месторождения Департаментом качества строительства и эксплуатации скважин было предложено более восьми рецептур тампонажного состава «КАРБОН-БИО». Выполненные (совместно с ООО «ПечорНИПИнефть») лабораторные и полевые исследования позволили подобрать оптимальный состав компонентов. Тампонажный камень, полученный на основе тампонажной смеси «КАРБОН-БИО» с применением «пеноцементной технологии», обладает повышенной трещиностойкостью, высокой тампонирующей способностью, возможностью противостоять значительным температурным нагрузкам, безусадочностью, коррозионной стойкостью.

Тампонажная смесь «КАРБОН-БИО» был использован для проведения промысловых работ по ликвидации прорывов пара в туффитовый горизонт на скважинах 626, 652, 624, 633, 627, 625, 620 НШУ «Яреганефть» ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз». Успешность работ составила 100%.

Для проведения работ в более жестких температурных условиях (закачка пара до 270°С) на Ярегском месторожденим нами была разработана новая рецептура тампонажной смеси. Работы проводились в рамках договора Объем выполнения работ 10 скважин (20 скважино-операций кол. 245 мм, 178 мм №№ скважин 29Д, 30Д, 31Д, 28Д, 27Д, 27Н, 28Н, 29Н, 30Н, 31Н).

Большой опыт в проведении промысловых работ в условиях интенсивных поглощений, позволил нам успешно провести цементаж эксплуатационных колонн скважин 2ГС, 4ГС и 7ГС, где цемент «FlexSTONE» был заменен тампонажной смесью нашей разработки, а также скважины 9ГС, 8ОЦ,14ОЦ, 9ОЦ Усинского месторождения. С 2010 года было выполнено более 300 скважино-операций в осложненных геологических условиях (катастрофическое поглощение бурового раствора 600-1000 м3/сут).

Сравнительный анализ работы скважин, зацементированных, с применением пеноцементной технологии (№№ 11ГС, 10ГС, 7ОЦ, 3264, 4856, 2ГС, 4589) и всех прочих на участке КЦДНГ-1 Усинского месторождения (6154, 3348, 2541, 4266, 11044, 6153, 8334) позволяет сделать вывод о том, что применение технологии способствует пуску и работе скважин с увеличенным дебитом по нефти и уменьшенным процентом воды. В соответствии с результатами замеров, проведенными 5-7.10.12г дебит нефти по первой группе скважин составил, 20,2 т/сут. с обводненностью 49,7% - по второй 7,6 т/сут. с обводненностью 72%.

В настоящее время Группа Компаний «РИНАКО» выполняет работы по цементированию обсадных колонн на Усинском месторождении на основе «пеноцементной технологии» с применением тампонажной смеси «КАРБОН-БИО».

Научно-исследовательская деятельность:

Технология пенного цементирования

Пеноцемент – смесь цементного раствора, воздуха и ПАВа. В основе пеноцементной технологии лежит облегченная тампонажная смесь «КАРБОН-БИО» включающая в себя наполнители и армирующие добавки.

Состав тампонажной смеси позволяет:

• получить коррозионностойкий к агрессивным средам тампонажный камень;

• улучшить структуру раствора тампонажной смеси (с совместной работой компрессора и ПАВ);

• исключить возможность образования седиментационных каналов;

• увеличить эластичность тампонажного камня.

Опыт: с положительной стороны зарекомендовала себя на месторождениях Респ. Коми на объектах ООО «ЛУКОЙЛ-Коми».

​

При цементировании паронагнетательных скважин, с циклически-изменяющимися температурами (до 350°С), осложненными наличием в разрезе, пластов с АНПД и низкими температурами, оператор по цементированию сталкивается с несколькими серьезными проблемами:

• низкая температура формирования камня при твердении

• низкая плотность тампонажного раствора

• термостойкость тампонажного камня

Пеноцементная технология позволяет решить данные проблемы.

Преимущества пеноцемента:

• низкая плотность цементного раствора 0,7-1,5 г/см3;

• высокая эластичность цементного камня;

• термоустойчивость;

• седиментационная устойчивость;

• улучшенное замещение бурового раствора за счет большей вязкости;

• объемное расширение в процессе ОЗЦ (до +0,5-5,0%);

• одноступенчатое цементирование скважин с АНПД;

• предотвращение заколонных перетоков;

• стойкость к агрессивным средам;

• отсутствие проницаемости тампонажного камня;

• незначительная фильтрация в продуктивные пласты.