Математический анализ комплексных данных ГИС

Основные причины межколонных, межпластовых перетоков и устьевых проявлений в скважинах, содержащих сероводород.
1. Некачественное разобщение пластов;
2. Коррозионное разрушение тампонажного материала;
3. Отсутствие контакта тампонажного материала с колонной и породой.
Principle reasons of string-to-string interformational flows and wellhead showings of fluid in H2S-containing wells
1. Poor formation isolation
2. Corrosion damage of plugging material
3, Error of closure between plugging material and tubing or reservoir

Математический анализ комплексных данных ГИС
Mathematical analysis of a comprehensive well survey

PCG- 20-100 +0,5% OEC+5% RDN-U

PCT-20-100+0,015% NTP

BPCS-120 (blast cement )

Коррозионно- стойкие тампонажные материалы.
- повышение седиментационной устойчивости тампонажной суспензии
- снижение степени фильтрации до минимальных значений;
- снижение газопроницаемости тампонажного камня и контактной зоны «камень-обсадная труба», «камень-порода».
- обеспечение экологической безопасности при эксплуатации скважин;
- увеличение межремонтного периода (по поводу ликвидации перетоков и восстановление герметичности заколонного пространства).
Пути создания коррозионно-стойких тампонажных материалов:
Цель создание коррозионно - стойких тампонажных материалов:
Corrosion-resistant
plugging materials
- Ecological protection of well operation
- Prolongation of overhaul period (between workovers concerned with cross-flow elimination and casing string-borehole annuity impermeability recovery)
Ways of generation of corrosion-resistant plugging materials
improvement of plugging suspension sediment resistance
filtering degree reduction down to minimal values
reduction of plugging material gas permeability and that between plugging material and tubing or plugging material and reservoir
Goals of generation of corrosion-resistant plugging materials:

Результаты седиментационного анализа
Sediment
analysis
summary

Применение комплексных реагентов, участвующих в структурообразовании тампонажного камня и повышающих его коррозионную стойкость
1. 0.015% NTP;
2. 0.04%NTP;
3. 1%RDN-U;
4.5% RDN-U;
5.5% RDN-U +0.5%ОЕС;
6.0.04%NTP+0.5%ОЕС.
Use of complex reagents for plugging material structure formation and improvement of corrosion resistance

Реологические и физико - механические характеристики тампонажных растворов для цемента марки ПЦТ-Д0-100
Rheological properties and physical and mechanical characteristics of grouting mortar based on
PCG-0-100 cement

Реологические и физико - механические характеристики тампонажных растворов для цемента марки ПЦТ-Д20-100
Rheological properties and physical and mechanical characteristics of grouting mortar based on
PCG-20-100 cement

Реологические и физико - механические характеристики тампонажных растворов для цемента марки ШПЦG-120
Rheological properties and physical and mechanical characteristics of grouting mortar based on
BPCS-20-100 cement

Газопроницаемость цементного камня для цемента марки ПЦТ
Gas permeability of PCG cement-based plugging material

Газопроницаемость зоны контакта для цемента марки ПЦТ Д20-100
Contact zone gas permeability of
PCG 20-100 cement

Газопроницаемость цементного камня и зоны контакта для
цемента марки ПЦТД-20-100
Cement stone and contact area
gas permeability,
PCG-20-100 cement

Газопроницаемость цементного камня для цемента марки ПЦТО-100
Cement stone gas permeability, PCG-0-100 cement

Газопроницаемость зоны контакта для цемента марки ПЦТО-100
Contact area gas permeability, PCG-0-100 cement

Газопроницаемость цементного камня и зоны контакта для цемента марки ПЦТО-100
Cement stone and contact area
gas permeability, PCG-0-100 cement

Газопроницаемость цементного камня для цемента марки ШПЦС-120
Cement stone gas permeability,
BPCS-120 cement

Газопроницаемость зоны контакта для цемента марки ШПЦС-120
Contact area gas permeability, BPCS-120 cement

Газопроницаемость цементного камня и зоны контакта для
цемента марки ШПЦС-120
Cement stone and contact area
gas permeability,
PCG-0-100 cement

PCG-100, (2 days)

PCG-100 (in Н2S)

PCG-100+0,5%RDN-U (2 days in H2S)

PCG-100+0,04%NTP (2 days, in Н2S 10 days)

PCT-100 +5%RDN-U+0,5%OEC(2 days, in Н2S)

PCG-100 +5%RDN-U+0,5%OEC(5 days, in Н2S)

Для предупреждения разного рода проявлений и перетоков, причинами которых являются некачественное разобщение пластов и коррозионное разрушение камня в процессе эксплуатации, необходимо моделировать составы тампонажных материалов на стадии проектирования скважины.
1. Создавать комплексные реагенты, участвующие в структурообразовании тампонажного камня в связи со своей поверхностной активностью
2. Повышать седиментационную устойчивость тампонажных суспензий, что способствует снмжению степени фильтрации
3. Предупреждать появление каналов возможных перетоков ( то есть снижать проницаемость камня и контактных зон).
Выводы
Summary
Plugging materials composition should be designed along with the planning of well in order to prevent different kinds of showings and cross-flows caused by poor formation isolation and corrosion damage of plugging material
It is necessary to
Develop surface-active complex reagents for plugging materials structure formation
Improve plugging suspension sediment resistance and reduce its filtering degree reduction
3. Prevent the appearance of potential cross-flow channels (i.e. reduce cement and contact permeability)