Ліквідація ускладнень при будівництві свердловин з використанням п

Ліквідація ускладнень при будівництві свердловин з використанням профільних перекривателей.

Введення Основним видом ускладнень при будівництві свердловин на нафтових родовищах, разбурівается Отрадненським філією ЗАТ "Сибірська Сервісна Компанія", є поглинання бурового розчину, витрати, на боротьбу з якими становлять понад 85% всього часу, що витрачається на боротьбу з ускладненнями. Щорічно на боротьбу з ускладненнями ОФ ЗАТ "ССК" витрачає до 9-11% загального календарного часу буріння, що, безсумнівно, негативно позначається на техніко-економічних показниках бурових робіт. З роботами з ліквідації поглинань бурового розчину пов'язані не тільки значні матеріальні втрати, але і не піддаються обліку значні втрати у видобутку нафти з-за погіршення колекторських властивостей продуктивності пластів, невисокої якості цементування експлуатаційних колон на ускладнених свердловинах та несвоєчасного введення свердловин в експлуатацію. У зв'язку з цим, вдосконалення технологічних способів ліквідації поглинань, застосування нових технологій і матеріалів, що дають максимальний економічний результат, мають виключно важливе значення. У ОФ ЗАТ "ССК" відпрацьована технологія прогнозування, попередження та ліквідації поглинань промивної рідини в залежності від конкретних гірничо-геологічних умов і характеристики поглинаючого горизонту, але слабкою ланкою цієї технології є неможливість більш точного та обгрунтованого прогнозування ймовірності поглинання, а отже і вибору конструкції свердловини . Тому раніше, як правило застосовувалися важкі конструкції свердловин з резервним діаметром стовбура під спуск 245 мм "хвостовика" для ліквідації поглинання бурового розчину в Серпуховському або Фаменском горизонтах. Якщо врахувати, що 87-93% метражу буриться похило-направлених способом з відходом від вертикалі на 500-800 м, будівництво подібних свердловин є складною технологічною задачею і викликає значні матеріальні втрати при ліквідації поглинань бурового розчину. Удосконалення та доопрацювання в ОФ ЗАТ "ССК" нової технології ліквідації поглинань промивної рідини за рахунок використання профільних перекривателей дозволяє домогтися значного зниження матеріальних витрат на ліквідацію ускладнень і на будівництво свердловин за рахунок полегшення конструкції свердловин. Методи боротьби з катастрофічними поглинаннями промивної рідини при бурінні свердловин Поглинання бурового розчину - це серйозна проблема, часто виникає в процесі буріння і призводить до таких наслідків, як обвали порід стінок свердловини, і викиди. Методи ліквідації поглинань залежить від характеру поглинання, його інтенсивності та причини, що викликає поглинання. Ефективним і часто використовуваним методом боротьби з поглинаннями є закачування суміші розчину з наповнювачами. Але часто зустрічаються такі зони поглинання, які практично неможливо ліквідувати традиційними методами, тому що це вимагає додаткових витрат часу і значних коштів. При катастрофічному поглинанні застосування "хвостовика" вважалося досить традиційним і надійним методом, але він має ряд недоліків. Найбільш істотним недоліком ліквідації поглинання спуском "хвостовика" є необхідність буріння значного інтервалу резервним діаметром долота. А це спричиняє додаткові витрати часу та коштів на буріння інтервалу під "хвостовик" долотами резервного діаметра з більш низькими показниками в порівнянні з показниками 215,9 мм доліт. Таким чином, застосування "хвостовика" з метою ліквідації поглинання закладається на стадії вибору та обгрунтування раціональної конструкції свердловини. Дуже часто бувають випадки, коли пробуривши під хвостовик, поглинання не спостерігається, тобто необхідність у його узвозі відпадає. Досвід ліквідації поглинань в ОФ ЗАТ "ССК" на прикладі ОЛКС-216 Розробка технології ізоляції пластів, інтенсивно поглинаючих розчинів, профільними перекривателямі, в подальшому отримала назву "обладнання для локального кріплення свердловин (ОЛКС)". Основна мета виробництва перекривателей - спрощення конструкції свердловин за рахунок виключення проміжних колон, колон-"летючок" і "хвостовиків", а отже і значне здешевлення. Дана технологія передбачала перекриття зони поглинання спеціально профільними обсадними трубами, такий перекриватель отримав назву ОЛКС-216У (рис.1) та їх подальше виправлення під дією надлишкового тиску і розвальцювання шарошечним развальцевателямі РШ-196 в стовбурі свердловини діаметром 215,9 мм. (Рис. 2). Подальше буріння ведеться зі зменшенням діаметра використовуваних доліт з 215,9 мм до 190,5 мм. Другий тип ОЛКС-216-З аналогічний по конструкції з рис.1, передбачає попереднє розширення діаметра раніше пробуреного стовбура свердловини до діаметру 230-237 мм, за допомогою розширювача РРМ-216-237 (рис. 3), під дією тиску 3-4 МПА плашки розширювача висуваються в робоче положення. Проводиться зарізання, протягом 5-7 хвилин бурильний інструмент обертається на одному місці зі швидкістю 60-75 об / хв з промиванням. При наявності посадки (1-2 т.с) ствол свердловини розширюють. Інтервал розширення свердловини і результат, визначають каверномером. Потім, як і в першому варіанті, проводиться спуск ОЛКС з подальшим виправленням під дією тиску і развальцовивается двома способами: а) послідовна розвальцьовування шарошечним развальцевателямі трьох діаметрів РШ-196, РШ-208, РШ-216. ; Б) розвальцьовування роликовим развальцевателем РР-170/218 М1. (Рис.4) Подальше буріння свердловини триває без зміни діаметра доліт, тобто діаметром 215,9 мм. Дана технологія ліквідації поглинань промивної рідини розроблялася для умов Татарії, тобто для невеликих глибин і тому ОФ ЗАТ "ССК" довелося адаптувати її для глибини 1600-2800м. Використання ОЛКС для ізоляції водопритоків при кріпленні свердловин Були знайдені оптимальні технологічні рішення з багатьох інших питань, що виникли в процесі освоєння і вдосконалення даної технології ліквідації поглинань промивної рідини. Все це дозволило добитися високого ступеня надійності даної технології і широко її використовувати в практиці при невеликих витратах часу, а отже, і коштів на ліквідацію поглинання. У даний момент профільні перекривателі можуть застосовуватися для перекриття несприятливих зон ВНК. У ОФ ЗАТ "ССК" веде експлуатаційне буріння на старих родовищах, де нафтові пласти невеликої потужності залягають у безпосередній близькості до водонасиченим. Як правило, нафтові пласти мають знижені тиску, і водонасичених спочатку. Тому велике значення надається якості цементування низу експлуатаційної колони. Однак кількість проривів пластових вод не змінюється. Дуже часто за даними АКЦ і СГДТ між нафтовим і близькорозташованих водонасиченим пластом відрізняється погана якість зв'язку цементного розчину і зменшення його щільності. У процесі освоєння нерідко зі свердловини отримують не затверділий рідкий цементний розчин. Ймовірно, це пов'язано з надходженням пластової води під час схоплювання цементного розчину. Пропонуємо близько розташованих водонасичені пласти перекривати профільним перекривателем ОЛКС-216 (219х195х8) для запобігання водопритоків. Приведена технологія була використана нами на свердловинах Північно-Каменської площі. Дані АКЦ і СГДТ, а так же результат освоєння дав позитивну оцінку застосування даної технологіі.в 2000 році на свердловині № 84 Північно-Каменської площі після спуску ОЛКС - 216У виклик припливу проводили методом свабірованія. Отримали фонтанний приплив нафти. У даний момент свердловина експлуатується з Q = 18м 3 / добу, з обводненість 1%. На свердловині № 82 Північно-Каменської площі після першої цементної заливки отримали приплив солоної води з нафтою Q = 140 м 3 / доб. Після повторної цементної заливки і виклику припливу методом ежектування отримали приплив нафти Q = 35,2 м 3 / доб., З обводненість нафти 90%. У даний момент свердловина знаходиться на ремонті. У 2001р. на свердловині № 110 Північно-Каменської площі для ізоляції водонасиченому частини пласта Б-2 в свердловину спустили перекриватель ОЛКС-216У. Після цементажу експлуатаційної колони простреляннимі в інтервалі 1645-1644м. (11 отв.) Освоїли свердловину методом свабірованія, отримали фонтанний приток нефті.В даний момент свердловина експлуатується з фонтанним припливом нафти. На свердловині № 109 Північно-Каменської площі був проведений спуск і цементаж експлуатаційної колони без ОЛКС.После свабірованія було отримано приплив пластової води щільністю 1,15 г / см 3 з плівкою нефті.На свердловині була проведена повторна цементна заливка і після необхідних операцій, методом свабірованія отримали приплив нафти з Q = 37,4 м 3 / доб. Вдань момент свердловина експлуатується з Q = 41м 3 / добу. з обводненість 1%. Запропоновану технологію можна використовувати майже на всіх свердловинах в залежності від фактичного розрізу свердловини. Організаційно-підготовчі роботи До початку робіт по спуску ОЛКС необхідно провести комплекс геофізичних робіт (КС, ПС, каверномер, ГК, НГК) з метою уточнення зони поглинання. Необхідно дослідити свердловину до одного метра зону ускладнення. На підставі отриманих результатів вибрати інтервал установки перекривателя, враховуючи, що перекриття зони ускладнення повинно бути не менше трьох метрів. Перед спуском перекривателя необхідно провести візуальний огляд деталей, інструменту, приладдя. Виправлення дефектів на пакера і профільних трубах не допускається. Для поліпшення ізоляції зон поглинання застосовується герметизуюча паста. Пасту готують таким чином: у розтоплений бітум додають 10% автолу до його ваги і ретельно розмішують. При складанні перекривателя паста заливається у западини профільних труб, які знаходяться вище і нижче зони ускладнення. Для складання і спуску перекривателя необхідно застосовувати спеціальні хомути. (Рис.5) Технологія установки перекривателя. Перекриватель спустити на бурильних трубах в свердловину в інтервал установки, при расстопоренном гаку талевого блоку і не допускати осьового навантаження на перекриватель не більше 100кН. Цементувальних агрегатом або буровим насосом створити надмірний тиск у перекривателе 9-12 МПа. При цьому перекриватель притискається до стінки свердловини і ізолює зону ускладнення. Перевірити установку перекривателя в свердловині розвантаженням або натягом інструменту до 150-200 кН і обертаючи її вправо відвернути бур.колонну від перекривателя. Перекриватель развальцевать за допомогою развальцовочной головки або роликового развольцевателя. Екологічний розділ Якісною відмінністю застосування профільних перекривателей є відсутність необхідності застосування тампонажного цементного розчину в технологічному процесі ліквідації поглинання бурового розчину. При застосуванні тампонажного цементу відбувається забруднення виробничого і навколишнього середовища. При затаривании цементу в бункер змішувача, приготуванні цементного розчину, при цементуванні свердловини неминучі втрати як цементу, так і цементного розчину, що веде до негативного впливу на навколишнє середовище. Так само внаслідок застосування меншої кількості автомобільної техніки в процесі установки профільного перекривателя зменшується кількість викидів вихлопних газів в атмосферу Таблиця використання автомобільної техніки Таблиця № 1 Найменування способу ліквідації ускладнень Трубовоз ЦА-320 Змішувачі Разом Установка цементного мосту - 3 1 4 Установка технічної колони 1 3 1 5 Установка ОЛКС 1 1 - 2 Розрахунок викидів забруднюючих речовин від пересувних джерел виконаний за "Методикою проведення інвентаризації викидів в атмосферу для автотранспортних підприємств" М., 1992р. Розрахунок здійснюється за формулою: Як видно з графіка викид шкідливих речовин від автомобільної техніки при використанні технології з установки ОЛКС в порівнянні з іншими методами ліквідації катастрофічних поглинань набагато менше. Техніка безпеки При проведенні робіт необхідно дотримуватись заходів безпеки відповідно до вимог "Правил безпеки у нафтогазовидобувній промисловості", "Збірника інструкцій з охорони праці та видами робіт", а також загальні вимоги безпеки при вантажно-розвантажувальних роботах з ГОСТ 12.3009-76. Економічний ефект До 1996 року в ОУБР щорічно спускалося 6-8 шт. "Потайних колон" діаметром 245 мм для ліквідації катастрофічних зон поглинань. Глибина спуску коливалася від 2000 м до 2800 м.. У 1996 р. в ОУБР не спущені жодного "хвостовика" для ліквідації поглинань, але спущено 5 профільних перекривателей з отриманням позитивних результатів, тобто після установки ОЛКС поглинання ліквідовувалися і подальше поглиблення свердловини проводилося в нормальних умовах. У 1997 році успішно спущено 5 перекривателей. За 1998 р. було спущено 3 перекривателя, а за 1999 р. спущено 5 профільних перекривателей. Унікальність даної технології ліквідації поглинань промивної рідини полягає в тому, що вона дає гарантію позитивного результату при розумному застосуванні. Від буріння свердловин із застосуванням "потайних колон" у ОФ ЗАТ "ССК" практично відмовилися. Економічний ефект складається зі скорочення тривалості проводки свердловини, економії матеріально-технічних ресурсів, тампонажних і транспортних послуг. Економічний ефект від застосування профільних перекривателей, замість спуску "потайних колон" в 2000 р. складає орієнтовно 1185000 рублів на одну свердловину. На три свердловини 3555460 рублів. У результаті застосування ОЛКС замість цементажу за рахунок скорочення термінів будівництва свердловин було додатково видобуто 560 т. нафти. Економічний ефект від застосування ОЛКС для ізоляції зон водопритоків склав в 2000 році по двох свердловинах № 84 і № 110 Північно-Каменської площі 288700 рублів. Прибуток отриманий від видобутку нафти з використанням ОЛКС замість цементажу склала 2657454 рублів. Висновок Технологія профільних перекривателей ОЛКС-216У та ОЛКС-216 вперше в Російській Федерації була відпрацьована, впроваджена і успішно застосовується в ОФ ЗАТ "ССК" на глибинах 1600-2800 м. у процесі її освоєння, впровадження і масового застосування в 1996-1999 роках фахівцями ОФ внесено ряд істотних конструктивних, технологічних змін і доповнень, що дозволили добитий