что делать если цкод не герметичен
Названы категории россиян, которым светят QR-коды за высокий уровень антител
Врачи поддержали создание нового реестра
То, чего все хотели, но почему-то не решались предложить, сделал зампред комитета Госдумы по охране здоровья Сергей Леонов. Будучи иммунологом по профессии, он разложил по полочкам, почему давно пора выдавать QR-коды тем, кто переболел коронавирусом в скрытой форме, и при этом имеет достаточно высокий уровень антител IgG. После этого систему анонсировали в Чувашии и, не исключено, будут вводить по всей стране. Мы поговорили с депутатом о его предложении.
Леонов направил министру здравоохранения РФ Михаилу Мурашко предложение создать в РФ дополнительный реестр граждан, у которых имеются антитела к коронавирусу, но при этом они не обращались за помощью к врачу или переболели бессимптомно. «МК» связался с автором инициативы, а также узнал, что по этому поводу думают его коллеги врачи и другие политики.
Зампред Комитета Госдумы Сергей Леонов предложил уравнять в правах всех обладателей антител к коронавирусу. Фото: ldpr.ru.
Мы связались с парламентарием и попросили подробнее рассказать об инициативе.
Первая категория: допустим, человек переболел COVID-19, но при этом не обращался к врачу (на то могут быть разные причины, к примеру, легко протекающее заболевание или бессимптомная его форма). Естественно, его нет в официальном реестр переболевших.
Вторая категория: человек заболел коронавирусом, позвонил в больницу – приехал терапевт. Часто в таких случаях коронавирус в качестве диагноза в больничной документации не указывается, потому что должен быть подкреплен положительным ПЦР-тестом. Но тесты, даже при ковиде, часто бывают отрицательными, поскольку результаты очень зависят от времени их проведения.
И третья категория: человек поехал за границу, привился иностранной вакциной. И он тоже не имеет в нашей стране права на получение QR-кода, хотя, антитела к заболеванию у него выработались.
Некоторые говорят, что после болезни можно прививаться. Говорю как иммунолог: при первых двух вариантах человеку необходимо выждать 6 месяцев до вакцинации после уже перенесенного коронавируса. Это рекомендация Минздрава. Получается, человек на 6 месяцев останется без QR-кода, не сможет без него (если введут соответствующую всеобщую систему, которая сейчас прорабатывается в правительстве) пользоваться теми услугами, что пользуются другие переболевшие и привитые?
— В вашем предложении к министру здравоохранения не прозвучало значения титра антител.
— Я намеренно не включал в письмо эту позицию. Дело в том, что есть достаточное количество диагностических систем, которые учитывают антитела, используя разные единицы их отсчета. Если Минздрав примет предложение, думаю, он может дать рекомендации по поводу того, какую именно тестовую систему стоит использовать, а также высказать свою позицию по необходимому для получения QR-кода количества антител. Человеку надо будет только сдать тест, после чего лаборатория сама внесет его в реестр на сайте Госуслуг.
— Некоторые высказывают мнение, что титр антител, в принципе, не так важен, что вакцинироваться нужно всем.
– Вакцинироваться надо всем, я с этим согласен. Но не человеку, который только что перенес ковид. Ни один врач ему не порекомендует этого – все равно придется ждать до 6 месяцев во избежание возникновения неспецифической полиорганной воспалительной реакции, с которой можно загреметь и в реанимацию. У детей есть так называемый мультисистемный воспалительный синдром как осложнение ковида. Вот примерно такое может произойти и у взрослых, которых привьют сразу после болезни. Мы просто обязаны этим людям дать альтернативу.
Комментарий внештатного специалиста по клинической лабораторной диагностике Федерального медико-биологического агентства (ФМБА) Владимира Баклаушева:
– Конечно, это очень позитивная инициатива. Есть большая когорта людей (я это вижу даже по коллегам на работе, по друзьям и знакомым), которые переболели ковидом, но факт заболевания зарегистрирован не был в связи с тем, что ПЦР-тест либо не проводился вообще, либо проводился слишком поздно и результат был отрицательным. У многих из них есть заключение КТ с характерными для коронавируса изменениями в легких (а это уже не легкая, а средняя степень тяжести заболевания), но в соответствии с действующими документами даже данные КТ не являются поводом для выдачи QR-кода, если факт перенесённой инфекции не подтверждён с помощью ПЦР.
А пока эти люди находятся в подвешенном состоянии, им приходится что-то выдумывать: либо искать какие-то обходные пути для получения кода, что не всегда законно, либо идти прививаться. Но прививаться раньше, чем через полгода после перенесённого ковида, на мой взгляд, не следует. В течение 3-6 месяцев после заболевания может сохраняться так называемый постковидный синдром — с психосоматическими расстройствами, высоким риском тромбозов, инсульта, инфаркта, риском обострения имеющихся системных заболеваний и т.д. (особенно, если переболевшие в домашних условиях не занимаются профилактикой этих осложнений – под контролем параметров свёртывания крови).
Прививка в этот период может стать триггерным фактором развития осложнений. Не зря же донорами крови разрешают становиться через три месяца после перенесенных инфекционных заболеваний – только тогда организм полностью восстанавливается после инфекционного процесса.
– Каким все-таки должны быть, по-вашему, титры антител, чтобы переболевший мог рассчитывать на QR-код?
– Недавно вышло интервью академика РАН Александра Гинцбурга, который рассказал о проведённом совместно с ДЗМ популяционном исследовании на 4 тысячах человек, в котором показали, что для защиты от дельта-штамма коронавируса достаточным является уровень антител в 300 BAU (международные условные единицы для обозначения количества антител к коронавирусу — прим. ред). Мы живем в эпоху доказательной медицины. Наверняка, руководитель института, где разработана лучшая российская вакцина, взял эту цифру не с потолка, поэтому, думаю, что на неё можно ориентироваться при оценке уровня антител.
По крайней мере, до тех пор, пока не будут опубликованы данные более крупного популяционного исследования с какой-либо корректировкой.
Комментарий члена комитета по клиническим исследованиям Министерства здравоохранения эмирата Абу-Даби, профессора Юрия Геловани:
– Считаю инициативу депутата Леонова правильной. Если у переболевших COVID-19 есть достаточный уровень антител к S-белку коронавируса, это может являться поводом для выдачи разрешительных QR-кодов, которые являются свидетельством перенесенного заболевания. В настоящее время в Европе также начинают принимать во внимание уровень антител к ковиду, как альтернативу ПЦР-тестам на въезде в страну. В частности, прибывающих в Англию, если даже у них имеется на руках сертификат от вакцинации, на второй день просят пройти тест на антитела. Если они достигают определенного уровня для защиты человека от заражения, ему дают «зеленый» QR-код.
Что делать если цкод не герметичен
Проблема негерметичности эксплуатационной колонны (ЭК) добывающих и нагнетательных скважин на нефтяных месторождениях Западной Сибири, в частности, Самотлорского, Мегионского, Ватинского, Мыхпайского и других месторождений, с каждым годом приобретает все большую актуальность, поскольку нарушения герметичности колонн ведут к росту обводненности добываемой продукции, вследствие которого эксплуатация скважин оказывается нерентабельной. Эта проблема для Мыхпайского многопластового месторождения является крайне актуальной. Основным объектом, определяющим добычу нефти на месторождении, является АВ1-2, более 50 % извлекаемых запасов нефти месторождения. В эксплуатационном фонде числится 56 добывающих и 26 нагнетательных. В настоящее время средний дебит нефти по месторождению составляет 13 т/сут, дебит жидкости – 176 т/сут, обводненность продукции достигла 92 %. На месторождении отобрано 62 % извлекаемых запасов, месторождение находится в III стадии разработки, в фазе снижения добычи нефти, низких темпов отбора и прогрессирующего обводнения продукции, в этих условиях обусловлена необходимость применения геолого-технических мероприятий по интенсификации притоков и повышения нефтеотдачи пластов. Геолого-технические мероприятия (ГТМ) по месторождению проводятся с 1998 года, за историю разработки проведено 262 скважино-операции со средней успешностью 76 %, дополнительно добыто 1097,4 тыс.т нефти, что составляет 11,4 % от общей накопленной добычи на месторождении [1, 4, 5]. Программа ГТМ, реализованная в ходе разработки месторождения, включает мероприятия нескольких видов: бурение горизонтальных скважин (ГС); бурение бокового ствола (ЗБС); гидравлический разрыв пласта (ГРП); обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ); ремонтно-изоляционные работы (РИР) и другие. Распределение количества проведенных мероприятий и объемов дополнительной добычи нефти по видам ГТМ приведены на рис. 1.
Рис. 1. Распределение объема ГТМ и дополнительной добычи нефти
Эффективность проведенных ремонтно-изоляционных работ
За весь прошедший период разработки проведено 15 операций РИР в добывающих и три операции в нагнетательных скважинах. По целевому признаку проведения РИР можно разделить на два типа: ликвидация заколонной циркуляции (ЗКЦ); ликвидация негерметичности обсадной колоны скважины (ЛНЭК).
В таблице приведены примеры основных технологических параметров работы добывающих скважин до и после РИР.
Дата окончания ГТМ
Прирост дебита нефти, т/сут
Доп. добыча нефти, т
По результатам работ дополнительная добыча нефти получена только по шести скв./опер., всего – 6,8 тыс.т при успешности 60 %. Ликвидация заколонных перетоков (ЗКЦ) проведена в пяти скважинах, из них успешно только в одной (скважина № 432). Дополнительная добыча нефти по ней составила 640 т. В целом на Мыхпайском месторождении ремонтно-изоляционные работы характеризуются низкой успешностью – 53 % и эффективностью – 0,5 тыс.т/скв./опер. Объясняется это отсутствием эффективных методов прогнозирования, технологий и составов для проведения РИР [1, 4].
Обсадка скважин месторождения производилась эксплуатационными колоннами диаметром 146 мм для скважин, пробуренных на ЮВ1, и 168 мм для скважин, пробуренных на АВ1-2 и БВ8, поэтому спускаемые установки УЭЦН могут иметь габарит 5, 5А и 6, в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, кривизны скважины и толщины стенок эксплуатационной колонны. Для спуска насосов в скважины используется НКТ с диаметрами 89 и 73 мм с толщиной стенки 5,5 мм, изготовленные из стали марки «Д» отечественного производства. Производительность насосов изменяется в соответствии с добывными характеристиками пластов от 15 до 1250 м3/сут, напор установок ЭЦН изменяется от 800 до 2350 метров, соответственно с глубиной спуска ниже 1300–1500 метров.
Коррозионная среда, стареющие материалы металлов и цементов, напряжения, вызванные разницей внутрискважинного и пластового давлений, наличие интервалов интенсивного набора кривизны и прочие геолого-технологические причины приводят к нарушению герметичности обсадных колонн (ОК) и укорачивают срок их службы. Среди технологических и технических факторов по анализу выделяется влияние зенитного и азимутального углов наклона пробуренных скважин, а также влияние в районе глубин расположения УЭЦН.
На примере Самотлорского месторождения проведены комплексные исследования причин и характера нарушения герметичности ЭК, разработана программа применения превентивных мер по продлению срока службы ЭК действующих скважин и технология защиты ЭК новых скважин [3]. На рис. 2 представлено распределение основных факторов, влияющих на появление герметичностей в ЭК по массиву 180 скважин.
Рис. 2. Распределение причин негерметичности ЭК
На Мыхпайском месторождении планируется бурение добывающих скважин в 2017 г. Основные направления дальнейшей разработки Мыхпайского месторождения предусматривают бурение добывающих (горизонтальных и наклонно-направленных) скважин. Профили наклонно-направленных и горизонтальных скважин должны удовлетворять следующим критериям: обеспечение нормальной проходимости различных компоновок бурильного инструмента и обсадных колонн; возможность спуска приборов при заканчивании скважин и их эксплуатации; обеспечение попадания скважины и боковых стволов в заданные круг и «коридор» допуска (по вертикали и горизонтали); проектирование траектории должно сводить к минимуму возможность получения негерметичностей эксплуатационных колонн при дальнейшей эксплуатации [3, 5].
На основании примера Самотлорского месторождения, для предотвращения нарушения герметичности ЭК раньше времени для нового фонда скважин Мыхпайского месторождения предложено бурение скважин по возможности осуществлять преимущественно с пологими траекториями, исключая пересечения прямолинейных траекторий и эксплуатационных колонн ниже глубин 1300 м (ниже интервалов динамических уровней работающих УЭЦН) (рис. 3).
Рис. 3. Схема ствола скважин с ожидаемыми местами нарушений ЭК
При невозможности выбора пологой траектории при бурении рекомендуется предусмотреть спуск колонны диаметром 168 мм. Также дополнительно рекомендуется строительство колонн со «смешанной конструкцией», в интервалах максимальной кривизны применять стали высокой прочности, марки «Е» или даже «К», это позволит снизить воздействие на колонну бурового, фрезерного и эксплуатационного оборудования при проведении спускоподъемных операций и позволит снизить воздействие касания эксплуатационной колонны со спускаемым в скважину насосным оборудованием [5].
Перечисленные предлагаемые мероприятия были реализованы при строительстве трех скважин (№ 25, 26, 48) Южно-Охтеурского месторождения, в период с декабря 2013 года по март 2014 года. К примеру, в скважине № 25 для основной части была выбрана колонна с диаметром 146 мм марки «Д», а в местах возможного контакта колонны и спускаемого насосного оборудования выбрана колонна 146 мм марки «Д». Интервалы возможного контакта определены с помощью построения трехмерных траекторий ЭК в программном комплексе ROXAR.
Дополнительно по пробуренному фонду скважин Мыхпайского месторождения предлагается проведение мониторинга с последующими исследованиями (рис. 4).
Рис. 4. Схема мониторинга скважин эксплуатационного фонда
Согласно этой программе, прежде всего, необходимо провести разделение фонда на категории по «возрастной классификации». Это сразу позволит оценить число возрастных скважин и понять для себя объем надвигающихся проблем. Далее по каждой «возрастной» категории определяется приоритетность скважин в текущей добыче нефти. Показатели дебитов и обводненность позволят оценить потери в добыче в случае остановки скважины. В данный этап также включена оценка степени выработанности запасов объекта разработки, определяемой с помощью гидродинамического моделирования месторождения или эксплуатируемого объекта. Для условий многопластового месторождения, такого как Мыхпайский, необходим анализ не только действующего объекта, но и учет возможности перевода скважины на другие выше и ниже залегающие эксплуатационные объекты. Определив группы скважин с высоким потенциалом по добыче, на третьем этапе необходим анализ конструкций скважин с целью определения интервалов возможного износа эксплуатационной колонны (рис. 4). Для этой задачи может быть применен любой комплекс геологического или геофизического моделирования, позволяющего строить 3D-модели проекций скважин, с целью выявления зон возможного контакта ЭК и оборудования, спускаемого на забой.
В целом для Мыхпайского месторождения по предупреждению дальнейшего выбытия скважин из добывающего фонда по причине негерметичности эксплуатационной колонны необходимы мероприятия по организации мониторинга действующих скважин и учета результатов данной работы при бурении новых скважин. Данный алгоритм позволит применять превентивные меры, что существенно сэкономит средства на ремонт и сократит потери в объемах добычи нефти.
Для ликвидации уже выявленных негерметичностей ЭК при разработке месторождений все больше используются изоляционные составы с высокой фильтруемостью в пористые среды, низкой вязкостью, высокой механической прочностью и адгезией. Основное применение при проведении изоляционных работ находят композиции, состоящие из полимеров и синтетических смол, вместо традиционного портландцемента. Из синтетических смол самыми дешевыми и доступными являются карбамидоформальдегидные смолы [2]. Предлагаем разработанную технологию и быстросхватывающую тампонажную смесь (БСТС) на основе карбомидоформальдегидной смолы (КФС), для пластовых температур от 20 до 120 °С, с регулируемым сроком отверждения от 10 минут до 8 часов [2]. Отвердителем КФС является комплексный термостойкий кислотный состав. Для регулирования плотности, вязкости и кольматирующей способности БСТС используются различного типа наполнители (барит, асбест, древесная мука, опилки, фосфогипс и др.). Технология по ликвидации негерметичностей и основные рецептуры БСТС защищены патентами (Патент РФ № 136485, № 2439119). Перед проведением промысловых испытаний предлагаемая тампонажная смесь БСТС прошла лабораторные исследования с определением основных реологических свойств (рис. 5).
Рис. 5. Образец БСТС в лабораторных условиях
Практически технология и тампонажный состав БСТС эффективно внедрены на скважинах № 36, 39, 37 Южно-Охтеурского месторождения. После изоляционных работ по скважинам получен средний прирост 5 т/сут по нефти.
Выводы
1. Анализом установлено, что ликвидация негерметичностей эксплуатационной колонны на месторождении характеризуется низкой успешностью – 53 % и эффективностью – 0,5 тыс.т/скв./опер. Объясняется это отсутствием эффективных методов прогнозирования, технологий и составов для проведения РИР.
2. Для предотвращения нарушения герметичности ЭК раньше времени для нового фонда скважин предлагается бурение скважин по возможности осуществлять преимущественно с пологими траекториями, исключая пересечения прямолинейных траекторий и эксплуатационных колонн ниже глубин 1300 м (ниже интервалов динамических уровней работающих УЭЦН), это определяется с помощью модуля IRP RMS (ROXAR).
3. Для предупреждения негерметичностей эксплуатационных колонн скважин рекомендуется организовать мониторинг действующих скважин и учет результатов работ при бурении новых скважин.
4. Для решения проблем по водогазоизоляции в скважинах предлагаются технология на основе быстросхватывающейся тампонажной смеси, карбомидоформальдегидной смолы, вместо традиционного портландцемента.
Опытно-промышленные работы по внедрению технологии пеноцементирования
PILOT INDUSTRIAL WORK ON THE INTRODUCTION OF FOAM CEMENTING TECHNOLOGY
SHIGABUTDINOV A.S.1,
GIMATDINOV V.N.1,
SHAKIROV I.R.1,
OSIPOV R.M.2,
ABAKUMOV A.V.2
1 «Tatburneft-LUTR» LLC
Leninogorsk, 423250,
Republic of Tatarstan,
Russian Federation
2 «Tatneft» PJSC
Almetyevsk, 423450,
Republic of Tatarstan,
Russian Federation
В 2019 г. была изучена технология ликвидации поглощений с применением пеноцемента, используемая специалистами филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» в г. Перми «ПермНИПИнефтью». Совместно со специалистами Управления по строительству скважин ПАО «Татнефть» и Института «ТатНИПИнефть» компанией «Татбурнефть» рассмотрены детали данной технологии, результаты ее применения. 
Авторами статьи дана предварительная положительная оценка экономической целесообразности проведения работ.
Показано, что применение пеноцемента эффективно и при цементировании обсадных колонн. Совместно со специалистами ООО «ПКФ «Цемогнеупор», г. Подольск, данная технология изучена и позволяет выполнять работы по цементированию скважин в условиях частичного поглощения и в зонах АНПД. Авторы отмечают, что использование тампонажной смеси с одновременной аэрацией позволяет снизить гидростатическое давление на «слабые» пласты, а структурообразующий наполнитель в составе цемента в совокупности с аэрацией раствора является дополнительным кольматантом зон поглощений.
The technology of liquidation of absorption using foam cement was studied, used by specialists of the «PermNIPIneft» branch of «LUKOIL-Engineering» LLC in Perm in 2019. Together with specialists from the Well Construction Department of «TATNEFT» PJSC and the Institute «TatNIPIneft», the company «Tatburneft» reviewed the details of this technology and the results of its application.
The authors of the article made a preliminary positive assessment of the economic feasibility of the work.
It is shown that the use of foam cement is also effective in cementing casing strings. Together with the specialists of PKF «Tsemogneupor» LLC, Podolsk, this technology has been studied and allows performing cementing of wells under conditions of partial absorption and in the oil production areas. The authors note that the use of grouting mixture with simultaneous aeration allows to reduce hydrostatic pressure on «weak» formations, and the structure-forming filler in the cement composition in combination with aeration of the solution is an additional co-matant of absorption zones.
Способам оптимизации и повышения эффективности процессов заканчивания скважин и качества цементирования в нефтегазовой промышленности всегда уделялось повышенное внимание. Наше предприятие занимается постоянным поиском оптимальных решений ликвидации поглощений и цементирования обсадных колонн. Слаженная работа с профильными службами основного нашего заказчика – ПАО «Татнефть» позволяет на стадии планирования и подготовки работ оценить перспективы и целесообразность применения технологий, а в процессе реализации решений непосредственно на скважине четко выполнить утвержденный план работ.
Технология ликвидации поглощений с применением пеноцемента подробно изучена специалистами ПАО «Татнефть» и ООО «Татбурнефть-ЛУТР». Отмечены преимущества пеноцемента: низкая плотность, высокие структурные свойства, высокая вязкость, низкая растекаемость, низкое водоцементное отношение, высокая прочность минеральной матрицы, хорошая разбуриваемость, высокая адгезия с породой, возможность расширяться при снижении давления (рис. 1).
Специалистами управления по строительству скважин ПАО «Татнефть» под руководством начальника управления Рамиса Фанисовича Сагатова был подобран ряд скважин для проведения опытно-промышленных работ (ОПР). Запланировали выполнить
4 скважинооперации.
После определения скважины-кандидата совместно была подготовлена программа проведения работ. В лаборатории «ПермНИПИнефть» выполнили испытания пеноцементного материала под скважинные условия.
На скважине № 32003 Миннибаевской площади ПАО «Татнефть» 01.11.2019 г. были проведены опытно-промышленные работы по ликвидации зоны поглощения по технологии пеноцементирования «ПермНИПИнефть». Инженерно-технологическое сопровождение осуществляли представители «ПермНИПИнефти» и ООО «Татбурнефть-ЛУТР», пеноцементный материал и пенообразователь – ООО НПК «ИнТехБурение», Цементировочный комплекс – ООО «Татбурнефть-ЛУТР». Общий контроль и руководство вел сектор цементирования и ликвидации зон осложнений Управления строительства скважин ПАО «Татнефть».
Схема обвязки оборудования представлена на рис. 2.
Работы производились с предварительной установкой на глубине 820 м разбуриваемого пакера ПРК-195. После установки пакера ПРК-195 при исследовании под пакером при Р = 20 атм Q = 38 м 3 /ч. В скважину было закачано всего 30 т пеноцемента (последовательно 10 м 3 базового пеноцементного раствора, 10 м 3 аэрированного азотом пеноцементного раствора, 5 м 3 базового пеноцементного раствора). Произвели продавку до глубины установки ПРК-195. Давление в конце продавки составило 100 атм. После обработки зоны цементирования (ОЗЦ), разбуривания ПРК-195 и цементного моста при исследовании под ГМП-195, установленного на глубине 815 м, получили результат при Р = 50 атм Q = 14,4 м 3 /ч.
На скважине № 5108 Елабужской площади 08.12.2019г. была проведена вторая скважинооперация в рамках опытно-промышленных работ по ликвидации зоны поглощения по технологии пеноцементирования «ПермНИПИнефть».
Работы производились с предварительной установкой на глубине 1150,8 м разбуриваемого пакера ПРК-195. По результатам гидродинамических исследований (ГДИ) выявлено 3 зоны поглощения: первая зона в интервале 1151 – 0 м, Кпр = 9,6 м 3 /ч/МПа; вторая зона в интервале 1151 – 1220 м, Кпр = 184,0 м 3 /ч/МПа; третья зона в интервале 1220 – 1285 м, Кпр = 8,0 м 3 /ч/МПа.
Разбуривание пакера ПРК-195 и цемента в интервале 1153,3 – 1172м. Во время разбуривания на глубине 1172 м, в шламе: цемент средней твердости – 57%, выбуренной породы – 30%, резиновой крошки – 10%. Циркуляция – 95% при Q = 33 л/сек. Разбуривание изоляционного материала в интервале 1172 – 1177 м (цемент средней твердости). Циркуляция – 95% при Q = 33 л/сек. На глубине 1177 м провал, нагрузка на долото 0 – 0,5 т. Проработка ствола скважины в интервале 1770 – 1285 м. Нагрузка на долото 0 – 0,5 т. Циркуляция – 95 % при Q = 33 л/сек. Скважина добурена до проекта 1648 м.
Обе скважинооперации выполнены с применением азотной установки. Опытные работы продолжаются.
Кроме того, применение пеноцемента показывает свою эффективность и при цементировании обсадных колонн. В связи с этим совместно со специалистами ООО «ПКФ «Цемогнеупор» г. Подольск была изучена данная технология, которая позволяет выполнять работы по цементированию скважин в условиях частичного поглощения и в зонах АНПД. Использование тампонажной смеси с одновременной аэрацией позволяет снизить гидростатическое давление на «слабые» пласты, а структурообразующий наполнитель в составе цемента в совокупности с аэрацией раствора является дополнительным кольматантом зон поглощений.
От начальника Управления новых технологий в бурении ПАО «Татнефть» А.Я. Вакулы и начальника Управления по строительству скважин ПАО «Татнефть» Р.Ф. Сагатова было получено одобрение на проведение опытно-промышленных работ по цементированию эксплуатационной колонны с применением пеноцемента «СТРИМ-3П-30» и цементировочного комплекса ООО «Татбурнефть-ЛУТР».
На скважине № 32293 НГДУ «Альметьевнефть» 03.02.2020 г. проводились опытно-промышленные работы по цементированию эксплуатационной колонны 146 мм с применением пеноцемента «СТРИМ-3П-30» производства ООО «ПКФ «Цемогнеупор», г. Подольск. Схема обвязки тампонажной техники приведена на рис.3. На рис. 4 показан результат испытаний базового цементного раствора.
После спуска эксплуатационной колонны на глубину 1758 м выполнили расстановку и обвязку специальной техники. Работы по цементированию
ВЫВОДЫ
Применение вышеназванных технологий дает следующие результаты:
• В равных геологических условиях скважин, в сравнении со стандартной технологией двухступенчатого цементирования, обеспечивается сокращение сроков строительства скважины (сокращение времени на подготовку ствола скважины перед цементированием, сроков ОЗЦ и т.д.).
• Удалось получить сравнительно более высокое качество цементирования в условиях потери циркуляции – до 50 %.
Опытно-промышленные работы на скважине № 32293 по испытанию тампонажного материала «СТРИМ-3П-30» с применением пеноцементной технологии проведены с положительным результатом.
Отметим, что вся подготовка к проведению опытных работ, также сами работы выполнены в строгом соответствии со стандартами ПАО «Татнефть» и ООО «УК «Татбурнефть». Коллективами специалистов сектора цементирования и ликвидации зон осложнений Управления по строительству скважин ПАО «Татнефть», Института «ТатНИПИнефть» и ООО «Татбурнефть-ЛУТР» был выполнен большой объем операций для проведения ОПИ: гидравлическое моделирование, лабораторные испытания, подбор оптимального состава цементировочного флота, изготовление манифольда с пеногенератором и т.д. Непосредственные исполнители работ – коллектив Лениногорского цеха и инженеры по креплению скважин ООО «Татбурнефть-ЛУТР» успешно провели опытные работы и доказали свой профессионализм.
Руководству и инженерам «ПермНИПИнефть», ООО НПК «ИнТехБурение», ООО «ПКФ «Цемогнеупор» выражаем благодарность за помощь в проведении работ.