Газонаполненные тампонажные системы для крепления скважин



бет6/10
Дата31.03.2016
өлшемі0.89 Mb.
#63859
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10

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





Достарыңызбен бөлісу:
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10




©dereksiz.org 2024
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет