ВПЛИВ ТИПУ ЦЕНТРАТОРА І ГЕОМЕТРІЇ СВЕРДЛОВИНИ НА ЦЕНТРУВАННЯ ОБСАДНОЇ КОЛОНИ
DOI:
https://doi.org/10.31471/1993-9868-2026-2(46)-129-148Ключові слова:
кріплення; кільцевий простір; прогин; радіальний зазор; обсадна труба; жорсткість; зенітний кут.Анотація
Надійність кріплення нафтових і газових свердловин значною мірою визначається ступенем центрування обсадної колони, від якого залежать рівномірність кільцевого зазору, повнота заміщення бурового розчину тампонажним, формування суцільного цементного кільця та довготривала герметичність заколонного простору. Особливої актуальності ця проблема набуває під час спорудження похило-скерованих і горизонтальних свердловин, де ексцентричне розташування обсадної колони істотно погіршує умови цементування. Метою роботи є дослідження впливу типу центратора та геометричних параметрів системи «свердловина – обсадна колона» на ступінь центрування обсадної колони, а також встановлення закономірностей зміни цього показника залежно від конструкції центратора, відстані між центраторами, геометричних параметрів обсадної колони та профілю свердловини. Дослідження виконано із застосуванням аналітичних методів розрахунку геометричних параметрів системи «свердловина – обсадна колона – центратор» та класичної теорії згину балок для визначення прогину обсадної колони між сусідніми центраторами. Проаналізовано вплив відстані між центраторами, діаметра обсадної колони, зенітного кута свердловини, діаметра центратора та коефіцієнта кавернозності на величину радіального кільцевого зазору і ступінь центрування обсадної колони. Встановлено, що найбільший вплив на величину прогину обсадної колони має відстань між центраторами, тоді як вплив діаметра обсадної колони є менш вираженим. Показано, що зі збільшенням зенітного кута та кроку встановлення центраторів прогин різко зростає, що призводить до погіршення умов центрування. Встановлено також, що збільшення діаметра жорсткого центратора забезпечує вищий ступінь центрування, однак одночасно зменшує мінімальний радіальний кільцевий зазор між обсадною колоною та стінкою свердловини. Доведено, що нормативний показник API Centralization не може розглядатися як універсальний критерій оцінювання ефективності центрування, оскільки однакові його значення можуть відповідати суттєво різним геометричним умовам руху цементного розчину в кільцевому просторі. Наукова новизна роботи полягає в обґрунтуванні необхідності комплексного оцінювання ефективності центрування обсадної колони з урахуванням не лише показника API Centralization, а й мінімального кільцевого зазору, який безпосередньо визначає умови проходження цементного розчину та формування герметичного цементного кільця. Практичне значення отриманих результатів полягає у можливості їх використання під час вибору типу та параметрів центраторів, визначення оптимального кроку їх встановлення і проєктування технології цементування обсадних колон у свердловинах складного профілю.
Завантаження
Посилання
1. McLean, R. H., Manry, C. W., & Whitaker, W. W. (1967). Displacement mechanics in primary cementing. Journal of Petroleum Technology, 19(2), 251–260. https://doi.org/10.2118/1488-PA
2. De Andrade, J., & Sangesland, S. (2016). Cement sheath failure mechanisms: Numerical estimates to design for long-term well integrity. Journal of Petroleum Science and Engineering, 147, 682–698. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2016.08.032
3. Sabins, F. L. (1990). Problems in cementing horizontal wells. Journal of Petroleum Technology, 42(4), 398–400. https://doi.org/10.2118/20005-PA
4. Senyushkovych, M. V., & et al. (2024). Rozroblennia efektyvnoho tsentratora dlia obsadnykh kolonn pokhylo skyerovanykh sverdlovyn [Development of an effective centralizer for casing strings of directional wells]. Prykarpatskyi Visnyk NTSH. Chyslo, (19(73)), 126–139. https://doi.org/10.31471/2304-7399-2024-19(73)-126-139 (in Ukrainian)
5. Liu, G., & Weber, L. D. (2012). Centralizer selection and placement optimization. Paper presented at the SPE Deepwater Drilling and Completions Conference, Galveston, Texas, USA. https://doi.org/10.2118/150345-MS
6. Kragset, S., & Skadsem, H. J. (2018). Effect of buoyancy and inertia on viscoplastic fluid: Fluid displacement in an inclined eccentric annulus with an irregular section. Paper presented at the ASME 2018 37th International Conference on Ocean, Offshore and Arctic Engineering, Madrid, Spain. https://doi.org/10.1115/OMAE2018-77519
7. Sanchez, R. A., Brown, C. F., & Adams, W. (2012). Casing centralization in horizontal and extended reach wells. Paper presented at the SPE/EAGE European Unconventional Resources Conference and Exhibition, Vienna, Austria. https://doi.org/10.2118/150317-MS
8. Tikhonov, V., Bukashkina, O., & Gandikota, R. (2014). Numerical simulation of casing centralization. Paper presented at the 11th World Congress on Computational Mechanics (WCCM XI), Barcelona, Spain. https://congress.cimne.com/iacm-eccomas2014/admin/files/filePaper/p1297.pdf
9. Tharunsarathy, S., & et al. (2026). Phase-field analysis of fracture in heterogeneous wellbore systems: Effects of casing eccentricity and cement-formation interface strength. Computational Engineering, Finance, and Science. https://doi.org/10.1016/j.ijrmms.2026.106711
10. Salehi, R., & Paiaman, A. M. (2009). A novel cement slurry design applicable to horizontal well conditions. Petroleum & Coal, 51(4), 270–276.
11. Kuanhai, D., & et al. (2020). Experimental study on the integrity of casing-cement sheath in shale gas wells under pressure and temperature cycle loading. Journal of Petroleum Science and Engineering, 195, Article 107548. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107548
12. Wang, W., & Taleghani, A. D. (2014). Three-dimensional analysis of cement sheath integrity around wellbores. Journal of Petroleum Science and Engineering, 121, 38–51. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2014.05.024
13. Xie, J., & et al. (2023). Numerical analysis on the centralization effect of improved horizontal well casing centralizer. Frontiers in Energy Research, 11, Article 1304813. https://doi.org/10.3390/fenrg.2023.1304813
14. Nguyen, V., & et al. (2021). Well cement degradation and wellbore integrity in geological CO2 storages: A literature review. Petroleum & Petrochemical Engineering Journal, 5(3), Article 000269. https://doi.org/10.23880/ppej-16000269
15. Senyushkovych, M. V., & et al. (2025). Tekhnichni aspekty efektyvnoho tsentruvannia obsadnykh kolonn [Technical aspects of effective casing centralization]. Naftohazova Enerhetyka, (2(44)), 55–69. https://doi.org/10.31471/1993-9868-2025-2(44)-55-69 (in Ukrainian)
16. Gorokhova, L., Parry, A., & Flamant, N. (2013). Comparing soft-string and stiff-string methods used to compute casing centralization. Paper presented at the SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, The Netherlands. https://doi.org/10.2118/163424-MS
17. Holt, C., Lahoti, N., & Fortier, V. (2012). New cementing method uses pipe movement to maximize displacement. Drilling Contractor Magazine. https://drillingcontractor.org/new-cementing-method-uses-pipe-movement-to-maximize-displacement-21248
18. Guzman, J., & et al. (2018). Casing centralization and pipe movement in cementing operations for improved displacement efficiency. Paper presented at the SPE Trinidad and Tobago Section Energy Resources Conference, Port of Spain, Trinidad and Tobago. https://doi.org/10.2118/191255-MS
19. American Petroleum Institute. (2002). Specification for bow-spring casing centralizers (API Specification 10D / ISO 10427-1, 6th ed., Reaffirmed 2010). API Publishing Services.
20. Kotskulych, Ya. S., & Tyshchenko, O. V. (2009). Zakinchuvannia sverdlovyn [Well completion] (Textbook). Interpres LTD. (in Ukrainian)
##submission.downloads##
Опубліковано
Як цитувати
Номер
Розділ
Ліцензія
Авторське право (c) 2026 Нафтогазова енергетика
TЦя робота ліцензується відповідно до Creative Commons Attribution-ShareAlike 4.0 International License.
.png)
1.png){kind=logo}
