Пятница, 20.10.2017, 21:00
Приветствую Вас Гость | RSS
[SEARCH_TITLE]
[SEARCH_FORM]
Главная | Каталог статей | Регистрация | Вход
Технология предупреждения поглощения при бурении
Форма входа
Меню сайта

Категории раздела
Другое [0]
Научные материалы [3]
Производственные статьи [4]

Поиск

Статистика

Онлайн всего: 1
Гостей: 1
Пользователей: 0

Главная » Статьи » Производственные статьи

ТРЕТИЙ ЭЛЕМЕНТ СКВАЖИННОЙ КРЕПИ
Одной из основных проблем при строительстве скважин является обеспечение качественного крепления эксплуатационных колонн и, соответственно, – долговечности скважин. С увеличением объемов буровых работ на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами в ОАО «Сургутнефтегаз» кратно возросло количество операций ГРП, и проблема обеспечения надежной и прочной крепи в зоне продуктивных пластов резко обострилась.
На улучшение качества крепления эксплуатационных колонн, кроме применения новых буровых растворов, буферных жидкостей, тампонажных материалов и технологий может повлиять специальная подготовка ствола скважины к цементированию методом кольматации.
Стандартный метод подготовки к спуску эксплуатационной колонны включает в себя шаблонировку ствола той же компоновкой, что применялась на последнем долблении с проработкой в интервале продуктивного пласта. Этот способ не решает задачу повышения герметичности и устойчивости стенок скважины, так как при дополнительных промывках возникают колебания давления (знакопеременные напряжения), гидравлические удары (при пуске и остановке насосов), что приводит к ухудшению состояния ствола скважины, глинистая корка удаленная при шаблонировке образовывается снова.
Для повышения качества цементирования на скважинах 1052, 1053, 1027 Рогожниковского месторождения применялся метод кольматации с включением в компоновку бурильного инструмента кольматационного переводника – кольмататора [1]. Скважины 1052, 1053 пробурены с применением кольмататора в КНБК по всему интервалу открытого ствола (сразу из-под технической колонны), скважина 1027 – с применением кольмататора в интервале продуктивного пласта.
Методика проведения работ по контролю и регулированию технического состояния необсаженного ствола (герметичности и прочности стенок) заключалась в совмещении процессов формирования ствола скважины бурением и направленной кольматации приствольной зоны, проницаемых и неустойчивых интервалов горных пород гидромониторными струями бурового раствора. Данная технология при высоких показателях герметичности и прочности приствольного экрана толщиной 7-30 мм эффективно предупреждает газонефтепроявления и поглощения, гидроразрывы горных пород, образование глинистой корки более 3-5 мм, межпластовые перетоки и интенсивное водоотделение тампонажного раствора.
В соответствии с рабочей программой на скважине 1052 для выхода из-под башмака кондуктора в КНБК включен кольматационный переводник и пробурен интервал 950-2800 м на полимер-глинистом растворе с содержанием твердой фазы 8,3-9,4% без специального кольматанта. Для повышения эффективности кольматации в проницаемых интервалах викуловской свиты, юрских и триасовских отложений осуществлялось регулирование подачи насосов. В процессе проводки скважины станцией «Разрез-2» регистрировались данные газокаротажа. Содержание газа в растворе до проектного забоя не превышало фоновых значений 0,4-0,8%, а при бурении без кольмататора 1,6-2,6%. Скважина 1053 пробурена по аналогичной схеме. На скважине 1027 кольмататор был включен в КНБК при первичном вскрытии продуктивной толщи в интервале 2043 – 2822, технологических осложнений впоследствии отмечено не было.
Для оценки влияния кольматации на качество цементирования эксплуатационных колонн произведен сравнительный анализ скважинной крепи по 11 скважинам, 3 из которых пробурены по новой технологии. Единой характеристикой в обзоре выбрано наличие каналов в цементном кольце. В опытных скважинах каналов не зафиксировано, в базовых же скважинах общая длина каналов от зацементированного интервала составила от 2,3% до 13,6%. В сравнении с лучшей базовой скважиной сцепление в интервале продуктивного пласта опытной скважины лучше по соотношению частичное/сплошное. По подъему цемента за колонной во всех 11 скважинах обеспечен подъем цемента на расчетную высоту. Средняя плотность цемента в продуктивном интервале выше у опытных скважин.
Обобщенные материалы и результаты промысловых испытаний представлены в таблице 1 и на рисунке 1.
 
 
Поскольку давления опрессовки скважины 1052 в интервале 950-2600 м были снижены до 3-5 МПа против расчетного 10 МПа, корректно оценить гидромеханическую прочность ствола можно лишь в интервале 950-1360 м (Березовская, кузнецовская и уватовская свиты) по аналогичной скважине 1053. Градиент давления испытания на кровлю интервала составил 0,174*10-1 МПа/м. Это в 1,74 раза выше градиента пластового давления в сеноманских отложениях и на 30% выше гидростатического давления цементного раствора при креплении скважины.
В интервале 1360-2600 м испытанных скважин градиенты давления необсаженного ствола превышают градиенты пластовых давлений флюидонасыщеных пластов нижнего мела на 33-42%. В то же время по отношению к прогнозируемым градиентам давления гидроразрыва горных пород (0,016-0,018 МПа/м) градиенты давления опрессовки ствола ниже на 20-28%, что обусловлено большой протяженностью испытуемых интервалов.
В подобных условиях важно установить оптимальную величину контрольного давления опрессовки, которое не приведет к нарушению герметичности ствола в кровельной части интервала и будет близким к его предельному значению в подошвенной части интервала, ограничиваемому градиентом гидроразрыва горных пород.
Для условий Рогожниковского месторождения с учетом результатов проведенных промысловых испытаний величина контрольного давления опрессовки необсаженного ствола при плотности бурового раствора 1140-1220 кг/м3 установлена на уровне 5,0 МПа. При этом величина градиента давления испытания в кровле интервала будет изменяться от 0,0184 до 0,0192 МПа/м, в подошвенной части – от 0,0145 до 0,0152 МПа/м. Кроме того, полученные на скважине 1053 результаты гидродинамических испытаний позволяют скорректировать плотность облегченного цементного раствора цр = 1480 кг/м3 в интервале сеноманских отложений на раствор повышенной плотности цр = 1720 кг/м3, то есть появляется возможность замены облегченного цементного раствора на более тяжелый, что повысит герметичность заколонного пространства и долговечность крепи.

На скважине 1053 проведены испытания кольматантов марок К1 и К3 вводом до 0,75% массовых долей в полимерглинистый раствор плотностью 1220 кг/м3 с содержанием твердой фазы 12%. Установлена низкая технологическая совместимость кольматантов К1 и К3 с буровым раствором. Однако, имеется перспектива применения в качестве кольматанта микромраморной крошки ПММ-0,5 в гидроизоляционных процессах, связанных с направленным и регулируемым воздействием на проницаемые среды.

Выводы
1. Применяемые традиционные технологии подготовки ствола скважин к креплению отличают низкие показатели эффективности работ.
2. Причиной дестабилизации исходных свойств тампонажных растворов, применяемых для цементирования эксплуатационных колонн, является активное гидравлическое взаимодействие водонасыщенных пород с тампонажными растворами на этапах движения в кольцевом пространстве и ОЗЦ (термодинамическое равновесие).
3. Для успешного решения проблемы качества и эффективности разобщения пластов при креплении скважин необходимо применение технологии кольматации в процессе бурения скважины с целью формирования приствольного гидроизолирующего экрана – третьего элемента скважинной крепи.


Список использованных источников
1. Поляков В.Н., Вяхирев В.И., Ипполитов В.В. Системные решения технологических проблем строительства скважин. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр»,2003-240с.
 
Категория: Производственные статьи | Добавил: Туровская (09.07.2010) | Автор: Ф.Я.Яхшибеков, И.Н.Туровский W
Просмотров: 3652 | Комментарии: 1 | Теги: кольмататор, укрепление стенки скважины, повышение герметичности стенок, кольматация | Рейтинг: 0.0/0
Всего комментариев: 0
Имя *:
Email *:
Код *:

Copyright Turburservice© 2017
Конструктор сайтов - uCoz