Pages Navigation Menu

ISSN 2227-6017 (ONLINE), ISSN 2303-9868 (PRINT), DOI: 10.18454/IRJ.2227-6017
ПИ № ФС 77 - 51217

DOI: https://doi.org/10.18454/IRJ.2016.47.100

Скачать PDF ( ) Страницы: 99-101 Выпуск: № 5 (47) Часть 6 () Искать в Google Scholar
Цитировать

Цитировать

Электронная ссылка | Печатная ссылка

Скопируйте отформатированную библиографическую ссылку через буфер обмена или перейдите по одной из ссылок для импорта в Менеджер библиографий.
Харитонов А. А. МЕТОДЫ ЛИКВИДАЦИИ ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН НА КУЮМБИНСКОМ ЛИЦЕНЗИОННОМ УЧАСТКЕ / А. А. Харитонов, Н. Г. Квеско // Международный научно-исследовательский журнал. — 2016. — № 5 (47) Часть 6. — С. 99—101. — URL: http://research-journal.org/earth/metody-likvidacii-oslozhnenij-pri-burenii-skvazhin-na-kuyumbinskom-licenzionnom-uchastke/ (дата обращения: 27.03.2017. ). doi: 10.18454/IRJ.2016.47.100
Харитонов А. А. МЕТОДЫ ЛИКВИДАЦИИ ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН НА КУЮМБИНСКОМ ЛИЦЕНЗИОННОМ УЧАСТКЕ / А. А. Харитонов, Н. Г. Квеско // Международный научно-исследовательский журнал. — 2016. — № 5 (47) Часть 6. — С. 99—101. doi: 10.18454/IRJ.2016.47.100

Импортировать


МЕТОДЫ ЛИКВИДАЦИИ ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН НА КУЮМБИНСКОМ ЛИЦЕНЗИОННОМ УЧАСТКЕ

Харитонов А.А.1, Квеско Н.Г.2

1 Аспирант; 2 Профессор, Доктор технических наук, Сибирский федеральный университет

МЕТОДЫ ЛИКВИДАЦИИ ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН НА КУЮМБИНСКОМ ЛИЦЕНЗИОННОМ УЧАСТКЕ

Аннотация

В статье рассмотрены инженерно-технологические решения при бурении на Куюмбинском месторождении, характеризующимся удаленностью расположения, экстремальными климатическими условиями, сложными геологическими и технологическими условиями бурения. При строительстве скважин в данном регионе работ отмечены катастрофические поглощения промывочной жидкости, сложный геологический разрез, в том числе интрузии, представленные долеритами. В статье предложена усовершенствованная технология бурения скважин на этом месторождении, позволяющая снизить риски [1].

Ключевые слова:  бурение, поглощение промывочной жидкости, карбонатный коллектор.

Kharitonov A.A.1, Kvesko N.G.2

1 Postgraduate student, 2 Professor, PhD in Engineering, Siberian Federal University

METHODS FOR LIQUIDATION OF COMPLICATIONS IN DRILLING WELLS FOR KUYUMBINSKY LICENSE AREA

Abstract

The article considers the engineering and technological solutions in drilling on at kuyumbinskoe field, characterized by remote location, extreme climatic conditions, complex geological and technological conditions of drilling. In the construction of wells in this region marked by catastrophic absorption of flushing fluid, complex geological section, including intrusions, are represented by dolerites. The paper proposes an improved technology of drilling wells in this field, to reduce the risk.

Keywords: drilling, absorption of flushing liquid, carbonate reservoir.

Направление

При бурении ряда скважин было вскрыто катастрофическое поглощение бурового раствора практически сразу после начала бурения на глубине 12 метров, после чего переходили с бурового раствора на техническую воду и продолжали бурить без выхода циркуляции с минимальным расходом промывочной жидкости. Подобный подход значительно увеличивает расход технической воды, что в свою очередь ведет к увеличению срока строительства скважины. При достижении проектной глубины 30 метров общий объем поглощенной воды может составлять до 400 м3. Данный способ бурения – минимальный расход промывочной жидкости — не позволяет полностью произвести очистку забоя от выбуренной породы, что приводит к риску недоспуска обсадной колонны.

Методы ликвидации осложнения:

  • разработка и подбор состава наполнителей крупных фракций, включающий в себя кордовое волокно, резиновую крошку и волокнистые материалы, для успешной кольматации кровли поглощающего пласта;
  • установка в КНБК полноразмерных калибраторов для увеличения ее жесткости, более тщательного проведения проработок мест посадок и затяжек, а также обеспечения вымыва шламовой подушки с забоя скважины;
  • прокачка вязких пачек для очистки забоя для исключения образования шламового стакана.

Кондуктор

При бурении под кондуктор фиксируется полная потеря циркуляции в интервале переходной зоны (над и под интрузией долеритов). Статический уровень жидкости в скважине составляет около 150 – 270 метров (подошва плитчатых известняков) в зависимости от расположения скважины. Опыт бурения скважин показал, что успешное кольматирование и цементирование этой зоны является маловероятным и практически невозможным. Низкая производительность и, как следствие, не полный вымыв выбуренной породы с забоя скважины, неустойчивость стенок ствола скважины, влекут за собой высокий риск сальникообразования, прихватов КНБК, а так же преждевременный чрезмерный износ долота.

Методы ликвидации осложнения:

  • подбор рецептур и прокачивание кольматационных пачек, ВУС (вязко-упругих составов) с добавлением современных эффективных кольматантов, применение метода ГИМ-ЦА (гидроимпульсной изоляции цементировочным агрегатом), спуск профильного перекрывателя ОЛКС (оборудование для локального крепления скважин);
  • прокачивание вязких пачек (каждый раз перед наращиванием) с целью очистки ствола скважины и снижения риска прихвата КНБК, а также сальникообразования;
  • применение роторной КНБК с полноразмерными калибраторами для поддержания вертикальности ствола скважины;
  • использование оборудования для спуска колонн через проблемные интервалы с вращением и циркуляцией;
  • использование цементировочных корзин в оснастке обсадной колонны;
  • цементирование кондуктора при полном поглощении в два этапа. Первый этап — цементным раствором с плотностью 2,0 г/см3 через башмак от забоя до подошвы зоны поглощений. Второй этап — обратная заливка в затрубное пространство цементного раствора плотностью 1,89 г/см3, с добавлением эффективных кольматантов, таких как CemNet® , а так же кольматантов крупного помола, включая резиновую крошку и волокна.

Техническая колонна

При бурении под техническую колонну встречались интрузии долеритов с различными мощностями и глубинами залегания. На данный момент разработаны и сконструированы долота PDC, обеспечивающие наивысшие механические скорости проходки на этом месторождении. Имеется опыт бурения промежуточной секции с интрузиями очень твердых долеритов за 1 рейс с долотом PDC, что ранее на данном месторождении не практиковалось. Переходные зоны над и под долеритами представлены трещиноватыми проницаемыми породами. В таких условиях легко происходит открытие трещин, и могут проявиться частичные или полные поглощения раствора. Помимо этого нестабильность аргиллитов может осложнить процесс спуска обсадной колонны, несмотря на то, что секция была пройдена без серьезных осложнений или без осложнений вовсе.

Методы ликвидации осложнения:

  • подбор рецептур и прокачивание кольматационных пачек ВУС с добавлением современных эффективных кольматантов таких как CemNet®, применение метода ГИМ-ЦА, спуск профильного перекрывателя ОЛКС для ликвидации поглощения;
  • подбор породоразрушающего инструмента для бурения, как крепких пород (интрузии долеритов), так и менее крепких, с целью сокращения времени на спускоподъемные операции для смены долота.
  • применение РУС (роторно-управляемой системы);
  • оптимизация профиля ствола наклонно-направленных скважин для снижения вероятности бурения интрузий долеритов;
  • применение современных интегрированных приборов ГИС на кабеле, позволяющих совмещать запись ГИС в открытом и обсаженном стволе всех необходимых методов;
  • разработка мероприятий по спускоподъемным операциям и проработке ствола скважины с целью сокращения времени, в течение которого открытый ствол остается необсаженным;
  • использование оборудования для спуска колонн через проблемные интервалы с вращением и циркуляцией, использование цементировочных корзин в оснастке обсадной колонны.

Эксплуатационная колонна

Литология эксплуатационной колонны в основном представлена солевыми пропластками и доломитами. При бурении интервалов солей раствором на углеводородной основе (РУО) не происходит размыва ствола скважины. Но, тем не менее, возможны прихваты бурильной колонны на границе перехода от солей к доломитам, в зоне наличия тонких пропластков доломитов в солях. Причиной таких прихватов могут быть небольшие кусочки доломитов, вываливающиеся из солей и заклинивающие долота. Секция под эксплуатационную колонну обладает низким градиентом гидроразрыва, поэтому во время цементирования эксплуатационной колонны могут открыться поглощения — от частичных, до катастрофических. Проектная конструкция скважины предполагает цементирование эксплуатационной колонны в две ступени, что связано со значительными рисками отказа оснастки обсадной колонны и требует значительного времени, в том числе и на спуск роторной КНБК на разбуривание МСЦ (муфты ступенчатого цементирования).

Методы ликвидации осложнения:

  • при бурении пропластков доломитов в отложениях солей, необходима разработка как процесса бурения, так и освобождения от заклинок;
  • применение РУС;
  • использование оборудования для спуска колонн через проблемные интервалы, что позволяет вращать колонну и создавать циркуляцию во время спуска; использование цементировочных корзин в оснастке обсадной колонны;
  • подбор рецептуры облегченного цементного раствора низкой плотности (порядка 1,38 г/см3) с добавлением современных эффективных кольматантов (CemNet®), характеризующихся высоким содержанием твердой фазы, для исключения гидроразрыва пород и осложнений в виде поглощения цементного раствора и качественного цементирования обсадной колонны;
  • цементирование обсадной колонны в одну ступень, исключение необходимости дополнительных СПО КНБК с шарошечным долотом на разбуривание МСЦ или применение PDC-разбуриваемой оснастки;
  • применение современных интегрированных приборов ГИС на кабеле, позволяющих совмещать запись ГИС в открытом и обсаженном стволе всех необходимых методов.

Горизонтальный ствол

При бурении данной секции очень важно сохранение естественной проницаемости продуктивного пласта. Для этого используют растворы с плотностью 0,90-0,92 г/см3 на углеводородной основе (РУО). Давление открытия трещины на данном месторождении 0,94-0,96 г/см3. При вскрытии она может снизиться до 0,92 г/см3, при пластовом давлении  0,91 г/см3. В этой связи может произойти полное поглощение бурового раствора (на одной из скважин объем потерь РУО составил более 8500 м3), при этом возрастает риск газо-нефте-водопроявлений (ГНВП) из-за снижения гидростатического давления в скважине.

Методы ликвидации осложнения:

  • строгое соблюдение параметров бурового раствора, химического состава и концентрации кольматантов;
  • анализ рисков сваббирования (скорость СПО минимальна для данного интервала бурения) при проработке, расхаживании, технологическом подъеме, смене долота;
  • проведение промежуточных шаблонировок открытого ствола только в случае показаний плохой очистки ствола скважины от выбуренного шлама;
  • отслеживание состояния ствола скважины при проведении ГИС на трубах; при удовлетворительном состоянии по результатам ГИС исключить проведение шаблонировки ствола скважины;
  • применение современных интегрированных приборов ГИС на кабеле, позволяющих совмещать запись ГИС в открытом и обсаженном стволе всех необходимых методов;
  • сборка и спуск PDC-разбуриваемой оснастки для исключения дополнительного СПО КНБК с шарошечным долотом.

Литература

  1. Харитонов А.А., Квеско Н.Г. «Бурение геологоразведочных и эксплуатационных скважин на Куюмбинском Л.У.»

References

  1. Kharitonov A. A., Kvesko N. G. «Drilling exploration and production wells on Kuyumbinsky L.A .»

Оставить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

Лимит времени истёк. Пожалуйста, перезагрузите CAPTCHA.