Воскресенье, 19.11.2017, 15:01
Приветствую Вас Гость | RSS
[SEARCH_TITLE]
[SEARCH_FORM]
Главная | Регистрация | Вход
Технология предупреждения поглощения при бурении
Форма входа
Меню сайта

Категории раздела
Внедрение [0]
Новости [4]
Главная [2]

Поиск

Статистика

Онлайн всего: 1
Гостей: 1
Пользователей: 0

Календарь
«  Декабрь 2010  »
ПнВтСрЧтПтСбВс
  12345
6789101112
13141516171819
20212223242526
2728293031

Архив записей

Главная » 2010 » Декабрь » 11 » Презентация технологии предупреждения МКД состоялась в Уфе в рамках 2-й международной конференции памяти М.P.Мавлютова
15:49
Презентация технологии предупреждения МКД состоялась в Уфе в рамках 2-й международной конференции памяти М.P.Мавлютова
С 7 по 9 декабря на базе Уфимского государственного нефтяного технического института проходила 2 международная научно-практическая конференция памяти М.P.Мавлютова. В рамках конференции на семинаре "Повышение качества строительства скважин" была презентована технология предупреждения межколонных давлений при строительстве скважин, разработанная и с успехом применяемая специалистами компании "Турбурсервис" и НПО "Азимут".
 
С полным текстом выступления можно ознакомиться ниже.
Н.П. Туровский, А.Г.Габсалихов . (ООО НПО «Азимут») ,
И.Н.Туровский (ОАО «Сургутнефтегаз»)
 
     Основные причины низкого качества крепления обсадных колонн (как результат или показатель – возникновение МКД) возникают на стадии формирования ствола скважины долотом, и не ликвидируются в течении всего времени строительства скважины. Выделяют всего два фактора:
- негерметичность стенок скважины (наличие одного или нескольких проницаемых пластов);
- отсутствие номинального диаметра на всем протяжении открытого ствола (наличие каверн и увеличение диаметра скважины).
     В идеале цементирование обсадной колонны подразумевает наличие в заколонном пространстве цементного раствора с теми же реологическими характеристиками, с которыми он был закачан в трубное пространство. В реальности при движении цементного раствора по кольцевому пространству открытого ствола, а так же в период схватывания, вследствие водоотделения в интервалах проницаемых пластов, теряются первоначальные реологические характеристики и тампонажный раствор становится неоднородным по всей длине цементируемого участка.
     Для сохранения параметров тампонажного раствора максимально близкими к исходным (или минимального их ухудшения) необходимо качественно улучшить состояние ствола скважины. Современная тенденция к использованию буровых растворов малоглинистых, полимерглинистых, полимерных (с низким содержанием твердой фазы) на первый взгляд оправдывает себя. Например: исследование эрозионной способности глинистых и полимерных растворов в сравнении на примере Ен-Яхинского ГКМ свидетельствуют о низкой эрозии стенок при бурении на полимерном растворе. Однако, когда рассматривается картина в целом, видно что количество и размер каверн одинаково, что при бурении на полимерном, что на глинистом растворе.
     То есть ни один из вышеперечисленных факторов не может быть устранен современными рецептурами растворов. К сожалению, применение других методов для предупреждения или устранения МКД также не дает устойчивых результатов, а большинство из них еще и слишком дорогостоящи.
    
     Основная причина нарушения устойчивости стенок скважин – в наличии разупрочняющего действия фильтрата бурового раствора. При вскрытии глино-песчаного разреза фильтрат приникает в проницаемые пласты на глубину до 4 - 6 метров за 10 - 30 часов. Неизбежно смачивается плоскость напластования глины и песчаника и вступает в действие расклинивающее давление. Глина гидратирует, набухает и выпучивает в ствол скважины; глины типа аргиллитов теряют прочность и начинается лавинный процесс кавернообразования, усугубляемый гидродинамическими колебания давления в стволе при СПО, бурении, наращивании, при пуске и остановке буровых насосов.
     Что же произошло? Был запущен механизм расклинивающего давления. Глинистая корка сформированная в условиях естественной кольматации не является надежным экраном т.к. она рыхлая, и сформирована только на стенке скважины, и проницаема для фильтрата бурового раствора; при цементировании эта же глинистая корка препятствует контакту цементного раствора с горной породой. Следовательно, создавать кольматационный экран надо именно в скелете породы – в порах и каналах проницаемого пласта, и непосредственно в момент формирования ствола скважины долотом.
     Самый эффективный прием – воздействие на стенку скважины высокоскоростных затопленных струй бурового раствора. Технология известна, самая современная конструкция на сегодняшний день представлена гидродинамическим излучателем (ГИ), где используются пересекающиеся струи. Установленный непосредственно над долотом ГИ струями размывает рыхлую глинистую корку, одновременно впечатывает в поры и каналы пласта твердую фазу бурового глинистого раствора и уплотняет ее. Впоследствии экран, сформированный из глинистых частиц бурового раствора упрочняется под влиянием электро-кинетических эффектов и становится непроницаемым для фильтрата бурового раствора.
     Поскольку процесс образования кольматационного экрана проходит одновременно с формированием ствола, то проникновение фильтрата в пласт ничтожно мало и процесс расклинивающего давления не запускается и кавернообразования не происходит. В период цементирования обсадной колонны наличие кольматационного экрана положительно сказывается на качестве цементирования за счет:
- отсутствия глинистой рыхлой корки напротив проницаемых пластов;
- герметичности стенок скважины, что предотвращает водоотделение из цементного раствора;
- отсутствие в период контракции цементного раствора поступления в скважину газа и пластовых флюидов, что исключает формирование в кольцевом пространстве каналов в цементном камне для миграции газа по стволу в процессе эксплуатации скважины.
     Использование данной технологии на ряде месторождений непосредственно в процессе бурения показало существенный рост качества цементирования за счет увеличения процента сплошного сцепления цементного камня с породой.
     Если раньше считалось, что процесс изменения герметичности ствола скважины неуправляемый, то с появлением станций геолого-технического контроля бурения эта задача была решена. При вскрытии газового пласта по наличию в растворе растворенного газа и определяется эффективность гидродинамической обработки, картина здесь будет резко дифференцирована.
     Так как технология гидродинамической обработки предусматривает как минимум двукратную обработку интервала, то ведя контроль за содержанием газа в растворе можно добиться полной герметичности стенок в пробуренном интервале увеличивая соответственно кратность обработки стенок. На газовых скважинах Ен-яхинского и Ямбургского месторождений после вскрытия продуктивного пласта с одновременной гидродинамической обработкой стенок содержание газа в растворе было на уровне фоновых значений, что можно считать как полная герметичность стенок скважины.
 
Категория: Новости | Просмотров: 3509 | Добавил: Туровская | Теги: гидродинамический излучатель, предупреждение МКД, устойчивость стенок скважины, межколонное давление, качество цементирования | Рейтинг: 0.0/0
Всего комментариев: 0
Имя *:
Email *:
Код *:

Copyright Turburservice© 2017
Конструктор сайтов - uCoz