Газонаполненные тампонажные системы для крепления скважин

Применялся цементный раствор плотностью 1840 -1860 кг/м³. Цемент на устье вышел. Глубина установки МСЦ-168 = 788 м. В цементный раствор первой ступени добавляется 8,33 % СаСl₂, при заливке второй ступени 6,0 % СаСl₂ (от массы цемента) для ускорения сроков схватывания. При заливке первой ступени израсходовано 18 т сухого цемента, 1,5 т хлористого кальция. При заливке второй ступени 25 т цемента, 1,5 т хлористого кальция. В интервале 80 - 110 наблюдается отсутствие цемента. Причина - поглощение цементного раствора в интервале 400 – 800 м.

- кондуктора цементируют прямой заливкой с подъёмом цементного раствора плотностью 1800 - 1840кг/м³ до подошвы нижнего поглощающего интервала (230 – 250 м) и обратной (встречной) заливкой цементного раствора такой же плотности. Башмак колонны диаметром 245 мм находиться в интервале 390 – 405 м, ЦКОД в интервале 370 – 380 м. Перед спуском обсадной колонны скважину шаблонируют, прокачивают ВУС от 10 – 15 м³, с целью очистки забоя от шлама. В цементный раствор добавляется 5 – 7 % СаСl₂ (от массы цемента) для ускорения сроков схватывания. Бывают случаи когда в цементный раствор добавляется до 10 % СаСl₂ (от массы цемента) (скв. №179 – 019). Для цементирования кондуктора применяется цемент Якутского завода. По результатам крепления кондукторов отмечается отсутствие сцепления цементного камня с колонной и цемента за кондуктором в более чем 66 % интервала цементирования (скважина №179 – 020). В основном это вызвано поглощением цементного раствора в интервале 210 – 250 м.

Интервал бурения под эксплуатационную колонну от 450 м до 800 м представлен доломитами, известняками и частично аргиллитами, от 800 м и до кровли осинского горизонта каменной солью с тонкими прослоями доломитов и аргиллитов.

При бурении под эксплуатационную колонну наблюдаются осложнения следующего характера:

- кратковременные газо и нефтегазопроявления в интервалах, не приуроченных к основному продуктивному пласту (выше кровли осинского горизонта, на скважине 179 - 026 при забое 610 м станцией “Разрез-2” отмечено газосодержание 1,5 % увеличившееся до 4 % при забое 650 м);

- поглощения промывочных жидкостей и как следствие недоподъемы тампонажных смесей, частичное сцепление или его отсутствие по определению методом акустической цементометрии цементного камня с колонной, а также чередование в более чем 80 %;

- поглощения бурового раствора наблюдаются на всем интервале бурения от 450 м до Осинского горизонта. Интенсивность поглощения составляет от 0,2 до 1,7 м³/ч. Наблюдается размыв пластов (галоидных отложений) содержащих каменную соль.

Основными факторами, осложняющими бурение по продуктивному осинскому горизонту, являются: аномально низкое пластовое давление, высокая трещиноватость и проницаемость пород, возможность одновременного поглощения и проявления, наличие зон катастрофических поглощений, каверн, слабоустойчивых пород, высокая минерализация пластовых вод.

Поглощение в скважинах буровых растворов и других рабочих жидкостей является одним из основных и трудно ликвидируемых видов осложнений. Основное отрицательное влияние оказывают поглощения буровых растворов, возникающие в продуктивных пластах. При бурении, с применением существующей технологии на репрессии, буровой раствор и его фильтрат поступает в пласт, ухудшая гидропроводность призабойной зоны.

При бурении горизонтальных скважин вероятность пересечения зон макро- и мезотрещиноватости, а также карстовых полостей значительно возрастает, что приводит на практике к тому, что после имеющих место катастрофических поглощений приток из явно трещиноватых зон коллекторов вызвать не представляется возможным или он значительно ниже потенциально возможного. Это приводит к выводу о необходимости формирования и применения технологий вскрытия, снижающих или исключающих образование зоны поглощения бурового раствора и проникновения фильтрата. Данные требования позволяет реализовать технология первичного вскрытия продуктивного осинского горизонта при отрицательном дифференциальном давлении в системе скважина-пласт, путем создания депрессии на забое в процессе бурения.

Геологические условия месторождения позволяют бурить одиночные скважины, нанесение вреда растительному покрову, связанному с прокладкой транспортной сети между скважинами, обязывает концентрировать большее число устьев скважин на основаниях. При этом сразу возникают трудности с реализацией строительства горизонтальных скважин с малым отходом (высокими пространственными интенсивностями искривления стволов, размещением интервалов набора кривизны ниже установки насосного оборудования) и значительным отклонением, превосходящим глубину скважин по вертикали.

Эксплуатационная колонна цементируется двухступенчатым способом. Глубина установки муфты двухступенчатого цементирования МСЦ-168 – 700 – 750 м. Для цементирования эксплуатационной колонны применяют тампонажные растворы плотностью 1800 – 1840 кг/м³. Однако данный подход к выбору технологии цементирования не обеспечивает требуемого качества. Не обеспечивается необходимая высота подъема цементного раствора до проектной.

Сложность геологических условий строительства скважин на Талаканском месторождений, а также анализ технологий бурения и заканчивания скважин, технико-экономические показатели их строительства требуют разработки более эффективных технологий крепления.

1.6 Анализ разработок облегчающих дабавок к тампонажным композициям

Приготовление облегченных тампонажных растворов как за рубежом, так и у нас в России в основном осуществляют путем сочетания вяжущего материала с добавками, имеющими значительно меньшую плотность по сравнению с первым, либо добавками или реагентами, увеличивающими для обеспечения подвижности тампонажных растворов водосодержание в последних. Круг этих материалов широк и разнообразен. Над вопросом разработки рецептур облегченных тампонажных растворов занимались и продолжают заниматься Круглицкий Н.Я., Данюшевский В.С., Горский В.М., Абдуллин В.Р., Матицин В.И., Пупков В.С., Гнездов В.П., Каримов Н.Х., Петерс В.И., Тарнавский А.П., Катенев Е.П., Хадыров М.Б., Бондарчук Т.М., Булатов А.И., Клюсов А.А., Левшин В.А., Рахматуллин Т.К., Зельцер П.Я., Ангелопуло О.К., Аль-Варди Х.А., Вагнер Г.Р., Горский Ф.А., Куксов А.К., Шенбергер В.М., Прийма Е.И., Фролов А.А., Овчинников В.П., Овчинников П.В., и другие. Ими предложены ряд рецептур для облегчения тампонажных растворов, а также добавки вводимые в целях предупреждения усадочных деформаций в процессе формирования цементного камня. В таблице 1.19 представлена характеристика облегченных тампонажных материалов.

Их анализ позволил сделать следующие выводы:

• 
  глины, перлит, ряд промышленных отходов обеспечивают понижение плотности тампонажного раствора за счет увеличения водосодержания, но при этом понижается седиментационная устойчивость раствора и снижается скорость структурообразования;
  
• 
  введение добавок (мел, асбест и его модификации) приводит к усадочным деформациям цементного камня;
  
• 
  ряд добавок (перлит и его разновидности, асбест и др.) снижают прочность формирующегося цементного камня.
  

Таблица 1.19 - Характеристика облегченных тампонажных растворов.