Скважины после бурения для предотвращения обрушения укрепляют обсадной колонной и тампонажными растворами. Гидродинамическую связь продуктивных пластов со скважиной для обеспечения извлечения сырья создают путем перфорации. При некорректном выборе параметров данных технологий возможно образование трещин в крепи и преждевременное обводнение скважины, что повлечет расходы на утилизацию воды и сокращение объемов добычи.
По сообщению ПНИПУ, сотрудниками ВУЗа разработана модель крепи скважин. Она учитывает такие параметры, как состав тампонажного раствора, свойства формируемого им материала, давление при перфорации, характеристики прострелочно-взрывных работ. Для получения соответствующих данных исследователи совместно с индустриальными партнерами провели более 100 измерений максимальных давлений при перфорации различным оборудованием, а также испытали физико-механические свойства разных тампонажных растворов.
Ученые на примере 2 месторождений смоделировали напряженно-деформированное состояние околоскважинной зоны при перфорации для 3 рецептур тампонажных растворов и выявили наиболее эффективную из них.
По результатам были выявлены зоны разрушения цемента, особо ярко проявившегося для раствора с низкой прочностью и при высоком давлении при перфорации.
Модель раскрывает прочностные свойства крепи скважин и особенности ее разрушения. За счет этого она позволила разработать методические рекомендации, способствующие созданию оптимальной крепи скважин, включая рецептуры тампонажных растворов и параметры перфорации. Так, по словам завкафедрой Нефтегазовые технологии, традиционная плотность перфорации в 20-30 отверстий на м не учитывает давление пласта, происходящие в нем под влиянием ударной нагрузки процессы и состав перфорационных жидкостей.
