CC BY
214ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ РАЗВЕДКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
УДК 622.276.5
МЕТОДИКА ПРОРАБОТКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ ПЕРЕД СПУСКОМ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
Р.А. Атласов, Т.У. Туги, Р.М. Скрябин, С.С. Бердыев, А.Г. Иванов, М.В. Николаева
Северо-Восточный федеральный университет им. М.К. Аммосова, 677980, г. Якутск, ул. Белинского, 58
Аннотация. Апогей нефтегазодобывающего потенциала Западной Сибири достигает своего предела и в этой связи возникает насущная потребность вовлечения в освоение новых нефтегазоносных регионов. Наступает очередь Восточной Сибири и в частности нефтегазоносных областей, расположенных на территории Республики Саха (Якутия), где к настоящему времени открыто более 30 месторождений углеводородного сырья. Суммарные балансовые запасы открытых месторождений по промышленным категориям оценивается в пределах; природный газ - 1,82,0 трлн куб.метров и нефти (извлекаемые) - 250-280 млн тонн.
При спуске обсадных колонн большого диаметра 245-426 мм в интервалах от 0-1600 м в большинстве месторождений Якутии приходится учитывать геологические факторы, которые имеют схожий характер. Они представлены песками, глинами, мергелями, супесями, галечниками, аргиллитами, встречаются интервалы многолетнемерзлых горных пород. В данных геологических условиях применение калибрующих устройств режуще-скалывающего типа становится малоэффективным.
Использование лопастных или шарошечных калибраторов, которые рассчитаны на работу в породах средней и высокой крепости, в осложненных геологических разрезах может привести к появлению сальников, повышению кавернообразования, прихватам и т.д.
Коллективом авторов предложено устройство, позволяющее объединить процесс проработки и шаблонировки ствола скважины. Обладая тем же диаметром что спускаемая обсадная колонна, шаблон-калибратор крепится над наддолотным переводником в составе компоновки низа бурильной колонны.
Ключевые слова: спуск обсадной колонны, геологические факторы, калибраторы, проработка ствола скважины, шаблонирование скважины, компоновка низа бурильной колонны, многолетнемерзлые породы.
METHODOLOGY OF THE STUDY OF THE WELLBORE PRIOR TO RUNNING CASING
R.А. Аtlasov, ТМ. ^gi, R.М. Skryabin, S.S. Berdyev, А.G. Ivanov, ММ. Nikolaeva
M.K. AmmosovNorth-Eastern Federal University, 677980, Yakutsk, Belinsky st., 58
Abstract. Apogee oil and gas potential of Western Siberia has reached its limit and therefore there is an urgent need for involvement in the development of new oil and gas regions. The turn of Eastern Siberia and in particular oil and gas fields located in the territory of the Republic of Sakha (Yakutia), where so far discovered more than 30 hydrocarbon deposits. Total reserves discoveries on industrial categories is estimated to range; Natural gas - 1.8-2.0 trln kub.metrov and oil (recoverable) - 250-280 million tons.
When casing running large diameter in the range of245-426mm 0-1600m in most fields of Yakutia must take into account the geological factors that are similar in nature. They are represented by sand, clay, marl, loam, gravel, argillite, there are intervals of permafrost. These geological conditions, the use of the sizing tool cutting-shear type becomes ineffective.
The use of roller blade or calibrators that are designed to work in the rocks of the middle and high strength, in complicated geological cross-sections can cause balling, caving increase, taking, etc.
Group of authors, an apparatus to combine the processes ofelaboration and shablonirovki wellbore. With the same diameter casing that goes down, the template-attached over the above-bit calibrator subs consisting of the BHA.
Keywords: casing running, geological factors, calibrators, the design of the wellbore, gauging well, BHA, permafrost.
В настоящее время основным нефтегазодобывающим регионом страны остается Западная Сибирь, где усилия направляются не только на освоение новых месторождений, но и на интенсификацию разработки эксплуатируемых месторождений, повышение нефтеотдачи пластов, комплексную механизацию и автоматизацию добычи нефти.
Однако апогей нефтегазодобывающего потенциала Западной Сибири достигает своего предела и в этой связи возникает насущная потребность вовлечения в освоение новых нефтегазоносных регионов. Наступает очередь Восточной Сибири и в частности нефтегазоносных областей, расположенных на территории Республики Саха (Якутия), где к настоящему времени открыто более 30 месторождений углеводородного сырья. Суммарные балансовые запасы открытых месторождений по промышленным категориям оценивается в пределах; природный газ - 1,8-2,0 трлн куб. метров и нефти (извлекаемые) - 250-280 млн тонн.
Так как одной из основных причин недоспуска обсадной колонны до проектной глубины является неудовлетворительное состояние ствола скважины из-за наличия в них местных сопротивлений (уступов, сужений, локальных искривлений, перегибов и др.) проработка (повторное прохождение пробуренного интервала) ствола скважины является одной из ключевых подготовительных операций перед спуском колонны обсадных труб.
Проработку рекомендуется проводить роторным способом, так как при этом гарантируется постоянное вращение долота, а вращающая колонна бурильных труб улучшает условия выноса шлама из скважины [1].
После завершения всех исследовательских и измерительных работ (каротаж, ка-вернометрия, инклинометрия, опробование перспективных объектов и т. д.) по данным каверномера определяют участки сужения ствола.
Скорость проработки ствола скважины в этих участках не должна превышать 1215 м/ч; подача инструмента должна быть равномерной, непрерывной с усилием 2040 кН, не допуская длительной работы долота на одном месте для предотвращения забуривания нового ствола. При проработке ствола расход и скорость восходящего потока бурового раствора, частота вращения ротора должны быть такими же, как и при бурении последнего интервала.
При недостаточно тщательной и несвоевременной проработке ствола скважины или при ее отсутствии на стенках скважины остаются места посадок, а при нарушении рецептуры технологических растворов происходит отложение глинистой корки с налипшим шламом. Глинистая корка также образуется из-за перепада давления в системе скважина-пласт, наличия проницаемого пласта, временного фактора и др.
Наличие глинистой корки на стенках скважины влечет за собой негативные последствия:
- обезвоживание цементного раствора в результате его фильтрации через стенки скважины, что в свою очередь ведет к растрескиванию цементного камня;
- некачественное сцепление на границах разделов;
- миграция флюидов по корке бурового раствора;
- усыхание глинистой корки в сочетании с усадкой цемента способствует формированию больших зазоров на границах разделов, как с породой, так и с колонной [2].
Для снижения липкости глинистой корки, перед проработкой, по согласованию с геологической и экологической службой, в раствор добавляется нефть или аналогичные по своим свойствам нефтесодержащие вещества.
Как правило, наибольшее количество посадок и затяжек инструмента, прихватов бурильных и обсадных колонн следует ожидать в интервалах, сложенных слабыми и проницаемыми породами, при значительных по величине дифференциальных давлениях. Например, при разбуривании магниевых солей очень часто возникает сужение ствола скважины, связанного с текучестью каменных солей, а наличие гипсовых пропластков в разрезе отдельных месторождений может вызвать прихваты из-за их разбухания. В интервалах, где дифференциальные давления не превышают 3 - 4 МПа, осложнения, как правило, отсутствуют. Такое положение подтверждает, что осложнения при бурении вызываются не только геологическими условиями бурения пород, но и неправильным выбором параметров промывочной жидкости. В связи с этим качество бурового раствора должно строго отвечать требованиям геолого-технического наряда.
При необходимости в компоновку для проработки включают всевозможные над-долотные калибраторы и расширители, например в суженном стволе, разрез, которого представлен крепкими абразивными породами.
После проработки ствола рекомендуется проводить его шаблонировку компоновкой, приближающейся по жесткости к обсадной колонне, которая подготовлена к спуску в скважину. Для этой цели в скважину, на бурильной колонне, спускают компоновку из трех-четырех обсадных труб и убеждаются в том, что они доходят до забоя без посадок. По окончании шаблонирования скважину промывают, длительность промывки — один-два цикла циркуляции.
При спуске обсадных колонн большого диаметра 245-426 мм в интервалах от 0-1600 м в большинстве месторождений Якутии приходится учитывать геологические факторы, которые имеют схожий характер. Они представлены песками, глинами, мергелями, супесями, галечниками, аргиллитами, встречаются интервалы много-летнемерзлых горных пород. В данных геологических условиях применение калибрующих устройств режуще-скалывающего типа становится малоэффективным.
Рис. 1. Лопастные калибраторы
Использование лопастных (рис. 1) или шарошечных калибраторов, которые рассчитаны на работу в породах средней и высокой крепости, в осложненных геологических разрезах может привести к появлению сальников, повышению кавернообра-зования, прихватам и т.д.
Коллективом авторов предложено устройство, позволяющее объединить процесс проработки и шаблонировки ствола скважины. Обладая тем же диаметром что спускаемая обсадная колонна, шаблон-калибратор (рис. 2) крепится над наддолот-ным переводником в составе компоновки низа бурильной колонны.
Рис. 3. Шаблон-калибратор
При вращении в скважине шаблон-калибратор (не обладая режуще-скалывающими свойствами стандартного лопастного или шарошечного калибратора) разминает, раздавливает и истирает своим корпусом неровности и уступы на стенках скважины, что значительно снижает кавернообразование.
Помимо проработки ствола скважины перед спуском обсадных труб устройство применимо при проработке ствола скважины перед геофизическими исследованиями скважины, испытанием пласта в бурильных трубах, а также в бурении.
Функции шаблон-калибратора при бурении:
- добавляет вес на долото, для ускорения процесса бурения;
- добавляет вес к компоновке низа бурильной колонны, для снижения колебаний при роторном бурении;
- снижает маятниковый эффект - долото работает на забое с меньшими отклонениями от вертикали;
- дополнительная стабилизация долота, для сохранения контура забоя.
Устройство применимо при бурении в осложненных геологических разрезах
представленных мергелями, доломитами, аргиллитами, известняками, солями, алевролитами и песчаниками. При размывах устья и стенок скважины, сужении ствола скважины в интервалах залегания гипсов и кавернозных доломитов, осыпях и обвалах стенок скважины, поглощениях и т.д.
К спуску обсадной колонны приступают сразу же после шаблонирования скважины, если во время подъема бурильных труб с шаблоном не было затяжек.
Все операции по строительству скважин проводятся в соответствии с требованиями технологических регламентов и стандартов, охватывающих все аспекты строительства скважин всех типов и назначений.
Соответствующий регламент описывает процедуру проработки ствола скважины перед спуском обсадной колонны. Однако, несмотря на то, что нормативно-техническая база постоянно совершенствуется, регламенты и СТО регулярно корректируются, дополняются новыми разработками, в процессе строительства скважины всегда есть риск столкнуться с непредвиденными обстоятельствами.
Литература
1. РД 08-625-03. Инструкция по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно-направленного или горизонтального ствола скважины - 01.06.2008
2. Пильгун, С.Ю., Захаров, Е.Г. Влияние типа бурового раствора на качество цементирования / Пильгун С.Ю., Захаров Е. Г. // Режим доступа: www.pskbt.narod.ru
References
1. RD 08-625-03. Instructions for safe operation of the reduction of idle oil wells by the construction of additional directional or horizontal wellbore - 01.06.2008
2. Pilgun, S.Y., Zakharov, E.G. The influence of the type of mud on the quality of cementing / Pilgun S.Y., Zakharov E.G. // Access: www.pskbt.narod.ru.
