ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ СКВАЖИН

Группа компаний «РИНАКО» оказывает услуги по цементированию обсадных колонн на основе «пеноцементной технологии» с применением тампонажной смеси «КАРБОН-БИО» собственного производства. Данная смесь с положительной стороны зарекомендовала себя на месторождениях Республики Коми.

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».

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.  

Рис. Влияние 10 циклов нагрев охлаждение на тампонажный камень на основе тампонажного цемента марки G, наличие дефектов (трещины)

Рис. Влияние 10 циклов нагрев-охлаждение на тампонажный камень на основе тампонажной смеси "КАРБОН БИО", дефектов нет

Рис. Образец тампонажного камня на освнове тампонажной смеси «КАРБОН-БИО-ЗА», армируемый фиброволокном

 Рис. Коррозионная стойкость цементного камня (контрольные образцы - слева; из скважины - справа): 5 –  «КАРБОН-БИО»; 3 –  марка G 

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.

8 (495) 987-30-31

© 2017 Rinako

г. Москва, ул. Маршала Прошлякова, д.30

  • Инстаграмм