М. В. Газонаполненные тампонажные системы для крепления скважин
| Вид материала | Документы |
Содержание1.4) где Рпл - пластовое давление Предварительно выбираем способ цементирования Интервал: 1080 – 750 м С учетом Рг.с двух рассматриваемых интервалов |
- Программа 40 часового курса по теме: «Современные технологии и технические средства, 64.91kb.
- Реферат на тему: " Бурение скважин с винтовыми забойными двигателями", 142.27kb.
- Методические указания и контрольные задания учебной дисциплины «Технология текущего, 962.09kb.
- Министерство образования российской федерации государственное образовательное учреждение, 185kb.
- Гидравлический разрыв пластов, 80.21kb.
- Конференция spe технологии бурения и заканчивания горизонтальных скважин, многоствольных, 145.7kb.
- Методические указания и контрольные задания для студентов-заочников составлены в соответствии, 821.05kb.
- Инновационные технологии, 92.89kb.
- Нормы отвода земель для сооружения геологоразведочных скважин сн 462-74, 114.68kb.
- Группа 2440 расчётно-пояснительная записка к курсовой работе по направленному бурению, 787.94kb.
Продолжение таблицы 1.11
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| Северо - Уренгойское | 5483 | 10.04.02 | С МСЦ | ПЦТ-I-100 92 % (продуктивный интервал); ПЦТ-I-50 92 % + вермикулит 8 % (затворение техническая вода) | Частичный | 0,65 | II-cтупень подъем до устья |
| Северо - Уренгойское | 1054 | 3.05.02 | В одну ступень | ПЦТ-I-100 93 %+ПМК 7 % + тилоза (продуктивный интервал); ПЦТ-I-100 80 % + МС15 % + (затворение техническая вода + 0,5 % ПМК) | Чередова-ние частич-ного и сплошного | 0,10 | Подъем до устья |
| Северо - Уренгойское | 1055 | 15.07.02 | В одну ступень | ПЦТ-I-100 93 % + ПМК 7 % + 0,4 % тилозы(продуктивный интервал); ПЦТ-I-50 80 %+ МС 15 % + (затворение техническая вода + 0,5 % ПМК | Чередова-ние частич-ного и сплошного | 0,25 | Подъем до устья |
| Восточно - Уренгойское | 22102 | 19.09.02 | В одну ступень | ПЦТ-I-100 93 % + ПМК 7 % +0,4 % тилозы (продуктивный интервал); ПЦТ-I-50 80 % + МС 15 % + (затворение техническая вода + 0,5 % ПМК) | Сплошной, чередова-ние частичного | 0,35 | Подъем до устья |
Состояние крепи по Уренгойской группе месторождений удовлетворительное. Давление в межколонном пространстве составляет 0,15 - 0,55 МПа, что в 2,7 раза меньше давлений по Варьеганскому и Ваньеганскому месторождениям. Контакт с колонной и породой увеличился. Это связано с правильным подбором рецептур, имеющих в своем составе: понизители водоотдачи; регулирующие добавки сроков схватывания; облегчающие добавки тампонажного раствора.
Использование микросфер (МС) от 6 до 12 % в качестве облегчающей добавки снижает плотность цементного раствора с 1860 до 1400 кг/м3. Физико–механические свойства раствора (камня) с добавками микросфер удовлетворяют требованиям предъявляемым к тампонажным облегченным композициям для цементирования газовых скважин. Однако в настоящее время имеется необходимость применения тампонажных растворов плотностью ниже 1400 кг/м3, что невозможно при использовании применяемых минеральных облегчающих добавок с сохранением свойств раствора (камня) требования технических условий на облегченные растворы. Вопрос выбора соответствующей облегчающей добавки, разработка оптимальных рецептур, влияющих на качество крепи скважин остается в настоящее время открытым.
1.5 Сравнительный анализ сложных геологических условий и причины ухудшения качества крепи в интервалах с низким давлением гидроразрыва (поглощения) влияющих на состояние крепи скважин Восточной Сибири (Республика Саха)
Строительство скважин на Талаканском месторождении сопровождается частыми поглощениями бурового и тампонажного раствора. Проведенный анализ ряда скважин показал, что бурение под эксплуатационную колонну сопровождается поглощениями раствора от 20 до 40 м3/ч, причем четкого определения интенсивности и интервала осложнения неопределено. Проблема также остро стоит и при подборе свойств тампонажного раствора. Регулирование параметров бурового и тампонажного раствора не приводит к улучшению показателей строительства скважин. По прежнему при бурении и цементировании эксплуатационной колонны наблюдаются поглощения сопровождающейся невыходом (недоподъемом) растворов. В настоящее время удалось ликвидировать поглощения раствора при креплении колонны за счет установки муфты ступенчатого цементирования в интервале 700 м. Цементирование осуществляется в две ступени с разрывом во времени, причем плотность тампонажного раствора при цементировании 1-й ступени (до МСЦ) составляет 1850 кг/м3. По данным ГИС пластовое давление в интервале продуктивного горизонта (Осинский пласт) равно 10 МПа. Цементирование 2-й ступени производят с подъемом тампонажного раствора выше башмака кондуктора на 150 м. Невозможность поднятия цементного раствора 2-й ступени до устья обуславливает возникновение межколонных перетоков, нарушению целостности крепи скважины в процессе эксплуатации.
Первым вопросом является оценка возможности цементирования 2-й ступени на максимально допустимую высоту, а также поднятия до устья тампонажного раствора в добывающих, газовых и газонагнетательных скважинах в одну ступень.
Вторым основным вопросом является наличие (чередование) галоидных отложений (каменной соли) расположенных над кровлей продуктивного пласта. Интервал залегания каменной соли 800 - 1070м.
Решением поставленной задачи является - цементирование скважин на Талаканском месторождении в одну ступень, отказ от применения МСЦ с разработкой новых рецептур облегченных тампонажных растворов, а также разработка солеустойчивого тампонажного раствора (камня) удовлетворяющего техническим требованиям, предъявляемым к материалам для изоляции коррозионных, агрессивно активных горных пород. Целью является повышение качества крепления эксплуатационной колонны, при наличии в разрезе, высокопроницаемых, с низкими пластовыми и давлениями гидроразрыва горизонты, путем применения технологии цементирования облегченными (аэрированными) тампонажными системами плотностью менее 1400 кг/м3.
Обеспечение подъема тампонажного раствора до устья в одну ступень предусматривает поддержание гидростатического давления и гидродинамической программы (давления закачивания и продавливания) удовлетворяющей выражению:
(1.4)
где Рпл - пластовое давление;
Рг.с.- гидростатическое давление;
Рг.р - давление гидроразрыва.
Проведенные расчеты доказывают невозможность цементирования в одну ступень тампонажным раствором одинаковой плотности по данным ряда скважин Талаканского месторождения.
Эксплуатационное бурение производят на продуктивные Осинские пласты О-1 (bl2). Эксплуатационную колонну диаметром 168 мм. спускают до глубины 1080 – 1250 м. Интервал перфорации 1100 - 1200м, либо применяют метод добычи открытым забоем. На первых стадиях разбуривания месторождения и в настоящее время производят цементирование эксплуатационной колонны в две ступени с разрывом во времени 6 - 8 часов между первой и второй ступенью цементирования, путем установки МСЦ (700 м). Цементирование второй ступени осуществляют с подъемом тампонажного раствора выше башмака кондуктора на 150 м. Применяют тампонажные растворы плотностью ρ = 1560 кг/м3 при цементировании верхней части колонны и в нижней части, продуктивный интервал ρ = 1850 кг/м3. Подъем цемента до устья необходим из-за сложных условий эксплуатации скважин в дальнейшем (высокие дебиты и газовый фактор). Выбор комбинированной тампонажной смеси обуславливался необходимостью обеспечения минимального гидростатического давления на продуктивный пласт. Для выбора необходимой технологии, технических средств и материалов, проведены ряд расчетов представленных ниже.
Исходные данные для расчета цементирования эксплуатационной колонны:
Кондуктор:
Диаметр обсадных труб 244,5 мм;
Глубина установки башмака 450 м.
Эксплуатационная колонна
Диаметр долота при бурении под эксплуатационную колонну 215,9 мм;
Коэффициент кавернозности 1,3;
Диаметр обсадных труб 168,0 мм;
Глубина установки башмака 1250 м;
Кровля пласта 1080 м;
Пластовое давление Рпл = 10,0 МПа;
Температура на забое скважины плюс 13 0С.
Предварительно выбираем способ цементирования:
Прямой, одноступенчатый с подъемом тампонажного раствора до устья.
Данные о давлениях ГРП отсутствуют. Проведенный анализ цементирования показал, что возможное создание гидростатического давления на продуктивный интервал не должно превышать 14,0 МПа. Кроме этого в разрезе имеется сложный для бурения и цементирования участок в нижней и верхней части выраженный песчаниками и алевролитами. В этих интервалах велика вероятность поглощения растворов и выброс газо-водяных пачек. Принято решение использовать следующую комбинацию тампонажных растворов. С глубины 1080 м. до 750 м.- минерализованный тампонажный раствор плотностью ρ = 1900 кг/м3 (при В/Ц = 0,6) или ρ = 1970 кг/м3 (при В/Ц = 0,44), а с глубины 750 м до устья – азотонаполненная тампонажная система плотностью ρ= 1025 - 1060 кг/м3 .
Этим добились следующих результатов:
Интервал: 1080 – 750 м
МПа;Интервал: 750 – 0 м
МПа;С учетом Рг.с двух рассматриваемых интервалов:
Рг.с = 6,14 + 7,76 = 13,9 МПа;
Интервал: 1080 – 750 м
МПа;Интервал: 750 – 0 м
МПа;С учетом Рг.с двух рассматриваемых интервалов:
Рг.с = 6,37 + 7,53 = 13,9 МПа;
Гидростатическое давление на продуктивный горизонт составит
Рг.с = 13,9 МПа, следовательно технологическая схема по интервальной установки тампонажных композиций удовлетворяет требованиям, исключающим возможность гидроразрыва и поглощений в процессе цементирования эксплуатационной колонны.
Исключается вопрос снижения плотности облегчающими добавками такими, как вермикулит, глинопорошок, т.к. плотность тампонажного раствора облегченным вышеуказанными добавками с учетом минерализации составит 1540 – 1620 кг/м3, а также вопрос, связанный с адгезионными свойствами и проницаемостью камня. Проведем расчет исключающий возможность применения растворов плотностью выше 1400 кг/м3, а также не стабильных глинистых облегчающих добавок.
В дополнении к вышесказанномы необходимо отметить, что цементирование обсадных колонн на Талаканском месторождении в интервале 800 – 1050 м осложнено наличием отложением галоидных пластов. Данный интервал содержащий каменную соль содержит три пласта мощностью до 40 м с чередованием двух пропластков доломитов ангидритизированных мощностью 30 - 50 м, незначительных отложений аргиллитов, известняков и песчаников. Температура в интервале залегания галоидных пластов плюс 12 0С.
При бурении под кондуктор имеют место постоянные поглощениях при следующих параметрах растворов: плотность 1120 – 1140 кг/м3, условная вязкость 30 – 35 с. Интенсивность поглощений от 0,5 м3/ч до катастрофических. Борьба с поглощениями при бурении под кондуктор ведется за счет применения вязко-упругих составов (ВУС), установки цементных мостов, бурения на газожидкостной смеси, а также бурения на технической воде.
Эффективность применения ВУСов низкая, поэтому устанавливают цементные мосты. При этом, при закачке в интервал поглощения цементного раствора плотностью 1800 – 1850 кг/м3 с ускорителем схватывания, успешность и эффективность ликвидации поглощений очень низкая, из-за чего устанавливается по несколько мостов. При таких условиях бурения происходит накопление шлама на забое 14 м. В стволе скважины имеют место каверны размером до полного раскрытия каверномера.
Кондуктора цементируют прямой заливкой с подъёмом цементного раствора до подошвы нижнего поглощающего интервала плотностью 1800-1840 кг/м3. Заканчивают цементирование обратной (встречной) заливкой цементного раствора такой же плотности. В цементный раствор добавляют 3 – 5 % СаСl2 (от массы цемента) для регулирования сроков схватывания.
По результатам крепления кондукторов (табл. 1.12 – 1.15) и эксплуатационных колонн (табл. 1.16 – 1.18), методами ГИС, отмечается отсутствие сцепления цементного камня с колонной и цемента за кондуктором в более чем 70 %.
Таблица 1.12 - Результаты качества цементирования кондуктора
скважины № 179-20
| № скважины | Интервал м | Качество сцепления с колонной | Примечание | |
| от | до | |||
| 179 - 020 | 0 | 25 | Отсутствие | Отсутствие раствора |
| 25 | 245 | Отсутствие | Поглощение цементного раствора | |
| 245 | 260 | Частичное | Частичное поглощ. раствора | |
| 260 | 275 | Хорошее | | |
| 275 | 290 | Частичное | | |
| 290 | 365 | Хорошее | |
Плотность цементного раствора 1820 – 1850 кг/м3. При цементировании наблюдалось поглощение; цемент на устье не вышел. Добавлялось 7,5 % СаСl2, при прямой заливке и 5 % СаСl2 от массы сухого цемента. Израсходовано 20 т сухого цемента при прямой заливке и 1,5 т хлористого кальция. При обратной 12 т цемента, 0,6 т СаСl2.
Таблица 1.13 - Результаты качества цементирования кондуктора
скважины № 179-018
| № скважины | Интервал м | Качество сцепления с колонной | Примечание | |
| от | до | |||
| 179 - 018 | 0 | 35 | Не определено | Отсутствие раствора |
| 35 | 85 | Не определено | Затухание сигнала | |
| 85 | 255 | Отсутствие | Поглощение цемент- ного раствора | |
| 255 | 395 | Хорошее | |
Применялся цементный раствор плотностью 1850 – 1870 кг/м3. Цемент на устье не вышел. В цементный раствор при прямой заливке добавляется 6,8% СаСl2, при обратной заливке 6,25% СаСl2(от массы цемента) для ускорения сроков схватывания. Для цементирования прямым способом израсходовано 22 тн сухого цемента, 1,5тн хлористого кальция. При встречном 8тн цемента, 0,5тн хлористого кальция.
Таблица 1.14 - Качество цементирования кондуктора скважины
№ 179-019 Талаканского месторождения
| № скважины | Интервал, м | Качество сцепления с колонной | Примечание | |
| от | до | |||
| 179- 019 | 0 | 25 | | Отсутствие раствора |
| 25 | 120 | Отсутствие | Поглощение цемент- ного раствора | |
| 120 | 165 | Частичное | | |
| 165 | 185 | Хорошее | | |
| 185 | 250 | Частичное | | |
| 250 | 390 | Хорошее | | |
| 390 | 395 | Отсутствие | |
Применялся цементный раствор плотностью 1850 кг/м3. Цемент на устье не вышел. В цементный раствор при прямой заливке добавляется 6,93 % СаСl2, при обратной заливке 10 % СаСl2 (от массы цемента) для ускорения сроков схватывания. При прямой заливке израсходовано 15 т сухого цемента, 1,04 т хлористого кальция. При обратной обратной 8 т цемента, 0,8 т хлористого кальция.
Таблица 1.15 - Качество цементирования кондуктора скважины
№ 179-026 Талаканского месторождения
| № скважины | Интервал, м | Качество сцепления с колонной | Примечание | |
| от | до | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 179 - 026 | 0 | 10 | Не определено | Отсутствие раствора |
| 10 | 25 | Отсутствует | | |
| 25 | 28 | Частичное | | |
| 28 | 58 | Отсутствует | | |
| 58 | 87 | Частичное | | |
| 87 | 149 | Отсутствует | | |
| 149 | 155 | Частичное | | |
| 155 | 157 | Отсутствует | | |
| 157 | 162 | Частичное | | |
| 162 | 165 | Отсутствует | | |
| 165 | 190 | Частичное | | |
| 190 | 192 | Сплошное | | |
| 192 | 193 | Частичное | | |
| 193 | 194 | Сплошное | | |
| 194 | 195 | Частичное | | |
| 195 | 196 | Сплошное | | |
| 196 | 205 | Частичное | | |
| 205 | 208 | Сплошное | | |
| 208 | 234 | Частичное | | |
| 234 | 236 | Сплошное | | |
| 236 | 274 | Частичное | | |
| 274 | 275 | Сплошное | | |
| 275 | 328 | Частичное | | |
| 328 | 332 | Сплошное | | |
| 332 | 334 | Частичное | | |
| 334 | 347 | Сплошное | | |
| 347 | 356 | Частичное | | |
| 356 | 357 | Сплошное | |
Продолжение таблицы 1.15
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 179 - 026 | 357 | 363 | Частичное | |
| 363 | 365 | Сплошное | | |
| 365 | 368 | Частичное | | |
| 368 | 369 | Сплошное | | |
| 369 | 370 | Частичное | | |
| 370 | 371 | Сплошное | | |
| 371 | 376 | Частичное | | |
| 376 | 380 | Сплошное | | |
| 380 | 385 | Частичное | | |
| 385 | 387 | Сплошное | | |
| 387 | 390 | Частичное | |