Разработка математических моделей управления технологическими параметрами тампонажных растворов

С. Е. ЧЕРНЫШОВ; В. И. ГАЛКИН; З. В. УЛЬЯНОВА; Дэвид Иаин Макферсон Макдоналд

doi:10.31897/pmi.2020.2.179

Том 242

Страницы:

179-190

Скачать том:

RUS ENG

Нефтегазовое дело

Разработка математических моделей управления технологическими параметрами тампонажных растворов

Авторы:

С. Е. ЧЕРНЫШОВ¹

В. И. ГАЛКИН²

З. В. УЛЬЯНОВА³

Дэвид Иаин Макферсон Макдоналд⁴

Об авторах

1 — канд. техн. наук доцент Пермский национальный исследовательский политехнический университет ▪ Orcid ▪ Scopus ▪ ResearcherID
2 — д-р геол.-минерал. наук профессор Пермский национальный исследовательский политехнический университет
3 — ст. преподаватель Пермский национальный исследовательский политехнический университет
4 — профессор Абердинский университет ▪ Scopus

Дата отправки:

2019-07-09

Дата принятия:

2019-09-26

Дата публикации:

2020-04-26

Аннотация

Нефтегазодобывающие компании предъявляют все более высокие требования к качеству крепления обсадных колонн скважин, в том числе к процессу непосредственной закачки и продавки тампонажного раствора с учетом требований к высоте подъема тампонажного раствора в кольцевом пространстве, исключения вероятного ГРП, разрабатывая при этом гидравлическую программу цементирования. Необходимо предотвратить глубокое проникновение фильтрата тампонажного раствора в проницаемые пласты для исключения загрязнения продуктивных толщ. Выполнить одновременно все указанные требования без использования модифицирующих добавок невозможно, все чаще разрабатываются и применяются сложные цементные композиции. При этом необходимость корректировки рецептур тампонажных составов появляется практически для каждой конкретной скважины. С целью выбора и обоснования рецептур тампонажных составов, а также для оперативной корректировки с учетом требований проектных документов и геолого-технических условий цементирования обсадных колонн были разработаны математические модели основных технологических свойств тампонажных растворов для крепления эксплуатационных колонн скважин в условиях Пермского края. Выполнен анализ влияния поликарбоксилатного пластификатора (Пл) и понизителя фильтрации на основе гидроксиэтилцеллюлозы (Пф) на пластическую вязкость (В), растекаемость (Р) и фильтрацию (Ф) тампонажных растворов. Разработка математических моделей выполнена по данным более 90 измерений.

Ключевые слова:

добывающая скважина цементирование обсадной колонны технологические свойства тампонажного раствора моделирование свойств тампонажных растворов технология цементирования качество крепления

10.31897/pmi.2020.2.179

Литература

Agzamov F.A., Izmukhambetov B.S., Tokunova E.F. Chemistry of cementing and washing solutions. Мoscow: Nedra, 2011, p. 245 (in Russian).
Bartenev G.M., Frenkel S.Ya. Polymer Physics. Leningrad: Khimiya, 1990, p. 432 (in Russian).
Galkin V.I., Kunitskikh A.A. Statistical modeling of expanding cementing composition. Vestnik Permskogo natsionalnogo issledovatelskogo politekhnicheskogo universiteta. Geologiya. Neftegazovoe i gornoe delo. 2017. Vol. 16. N 3, p. 215-244
(in Russian).
Litvinenko V.S., Dvoinikov M.V. Justification of the Technological Parameters Choice for Well Drilling by Rotary Steerable Systems. Journal of Mining Institute. 2019. Vol. 235, p. 24-29. DOI: 10.31897/PMI.2019.1.24
Ovchinnikov V.P., Aksenova N.A., Ovchinnikov P.V. Physical and chemical hardening processes, well operation and
cement stone corrosion. Neftegazovyi universitet. Tyumen, 2007, p. 369 (in Russian).
Pereima A.A., Minchenko Yu.S., Trusov S.G. On influence of chemical treatment of cement slurries on effectiveness
of expanding additives. Stroitelstvo neftyanykh i gazovykh skvazhin na sushe i na more. 2011. N 5, p. 2-7 (in Russian).
Petrov V.S. Regulation of cement slurry properties – stone using additives of aminomethylene phosphonic complexones. Neftegazovoe delo. 2012. N 6, p. 46-59 (in Russian).
Chernyshov S.E. Improving the technology for construction of additional sidetracks from previously drilled wells. Neftyanoe khozyaistvo. 2010. N 6, p. 22-24 (in Russian).
Chernyshov S.E., Krapivina T.N. Effect of expanding additives on properties of cement slurry-stone. Vestnik Permskogo gosudarstvennogo tekhnicheskogo universiteta. Geologiya, geoinformatsionnye sistemy, gorno-neftyanoe delo. 2010. Vol. 9. N 5, p. 31-33 (in Russian).
Chernyshov S.E., Krysin N.I., Kunitskikh A.A. On improving the technology of production casing cementing at the fields
of Western Siberia. Neftyanoe khozyaistvo. 2011. N 10, p. 20-21 (in Russian).
Chernyshov S.E., Krysin N.I., Kunitskikh A.A. Results of innovative technology introduction for cementing oil wells
at the fields of Kazakhstan. Neftyanoe khozyaistvo. 2012. N 8, p. 108-110 (in Russian).
Chernyshov S.E., Kunitskikh A.A., Votinov M.V. Study of hydration dynamics and development of compositions
of expanding additives to cement slurries. Neftyanoe khozyaistvo. 2015. N 8, p. 42-44 (in Russian).
Al Wahedi Yasser, Bassioni Ghada, Awayes Jafar. Influence of classical and modern superplasticisers on the chemical and rheological behaviour of oil well cement: a comparative study. Advances in Cement Research. 2011. Vol. 23. N 4, p. 175-184. DOI: 10.1680/adcr.2011.23.4.175
Zhang S., Li Z., Cheng X., Luo H., Guo X. A modified testing method for low density cement slurry. Drilling Fluid and Completion Fluid. 2014. N 31(3), р. 65-68. DOI: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.03.017
Le Saout G., Lécolier E., Rivereau A., Zanni H. Chemical structure of cement aged at normal and elevated temperatures and pressures: Part I. Class G oilwell cement. Cement and Concrete Research. 2006. Vol. 36, p. 71-78. DOI: 10.1016/j.cemconres.2004.09.018
Davis J.C. Statistics and data analysis in geology. John Wiley & Sons, 2002, p. 656.
Domanska U., Goskowska M. Experimental solid + liquid equilibria and excess molar volumes of alkanol + hexylamine mixtures: Analysis in terms of the ERAS, DISQUAC and Mod. UNIFAC models. Fluid Phase Equilibria. 2004. Vol. 216, p. 135-145.
Ghada Bassioni, Mohammed Mohammed Ali, Ali Almansoori, Gabriele Raudaschl-Sieber, Fritz E. Kühn. Rapid determination of complex oil well cement properties using mathematical models. RSC Advances. 2017. Iss. 9. DOI: 10.1039/C6RA26045D
Hermans J. The viscosity of concentrated solutions of rigid rod-like molecules Poly (g-benzyl-L-glutamate) in m-cresol. Colloid Sci. 1962. Vol. 17. N 7, p. 638-648.
Abbas G., Irawan S., Kumar S., Elrayah A.A.I. Improving oil well cement slurry performance using hydroxypropylmethylcellulose polymer. Advanced Materials Research. 2013. Vol. 787, р. 222-227. DOI: 10.4028/www.scientific.net/AMR.787.222
Memon K.R., Shuker M.T., Tunio S.Q., Lashari A.A., Abbass G. Investigating rheological properties of high performance cement system for Oil wells. Research Journal of Applied Sciences, Engineering and Technology. 2013. N 6(20), р. 3865-3870.
Zingg A., Winnefeld F., Holzer L., Pakusch J., Becker S., Figi R. Interaction of polycarboxylate-based superplasticizers with cements containing different C3A amounts. Cement and Concrete Composition. 2009. Vol. 31. Iss. 3, p. 153-162. DOI: 10.1016/j.cemconcomp.2009.01.005
Li Y., Nancy A. Bjorndalen, Ergun Kuru. Numerical Modelling of Cuttings Transport in Horizontal Wells Using Conventional Drilling Fluids. Journal of Canadian Petroleum Technology. 2007. Vol. 46. Iss. 7. DOI: 10.2118/07-07-TN
Plank J., Sachsenhauser B. Experimental determination of the effective anionic charge density of polycarboxylate superplasticizers in cement pore solution. Cement and Concrete Research. 2009. Vol. 39. Iss. 1, p. 1-5. DOI: 10.1016/j.cemconres.2008.09.001
Robinson С., Ward J.C., Beevers R.B. Liquid crystalline structure in polypeptide solutions. Disc. Faraday Soc. 1958. Vol. 25, p. 29-42.
Rocha S.A., Guirardello R. An approach to calculate solid–liquid phase equilibrium for binary mixtures. Fluid Phase Equilibria. 2009. Vol. 281, p. 12-21.
Roncero J., Valls S., Gettu R. Study of the influence of superplasticizers on the hydration of cement paste using nuclear magnetic resonance and X-ray diffraction techniques. Cement and Concrete Research. 2002. Vol. 32, p. 103-108. DOI: 10.1016/S0008-8846(01)00636-6
Kulichikhin V.G., Makarova V.V., Tolstykh M.Yu., Picken S.J., Mendes E. Structural Evolution of Liquid Crystalline Solutions of Hydroxypropyl Cellulose and Hydroxypropy l Cellulose – Based Nanocomposites during Flow. Polym. Sci. A. 2011. Vol. 53. N 9, p. 748-764.
Jin J., Xie W., Zhang H., Wang G., Zhou Z. Technology for liner cementing in Well 1 of storage Bai-6, Bannan, Dagang. Drilling Fluid and Completion Fluid. 2014. Vol. 31. N 6, р. 58-61. DOI: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.06.016
Umeokafor C.V., Joel O.F. Modeling of Cement Thickening Time at High Temperatures with Different Retarder Concentrations. 2010. SPE-136973-MS. DOI: 10.2118/136973-MS

Разработка математических моделей управления технологическими параметрами тампонажных растворов

Аннотация

Литература

Похожие статьи