Что такое олкс в бурении
Изоляция зон поглощения бурового раствора
НАЗНАЧЕНИЕ:
для перекрытия зон осложнения (поглощения, водопроявления, осыпания, обвалов)
для защиты продуктивных пластов от блокирования проницаемых каналов буровым и цементными растворами
для ремонта технических колонн при бурении скважин.
ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ:
ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ:
1. Сокращение продолжительности проводки скважины
2. Сокращение расходов на использование обсадных труб
3. Сокращение расходов на тампонажные услуги, на транспортные услуги
5. Сокращение расходов на материально-технические ресурсы и энергию
6. Доп.добыча нефти за счет сокращения сроков строительства скважины
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ
1. Решается проблема изоляции зон с интенсивным поглощением бурового раствора
3. Перекрываются пласты без уменьшения диаметра скважины
5. Исключается применение промежуточных колонн и колонн- «летучек»
6. Упрощается конструкция скважины
7. Повышается качество крепления эксплуатационных колонн
9. Снижается энергоемкость, материалоемкость
В зависимости от функционального назначения оборудования предусмотрены различные модификации ОЛКС. В данной таблице представлены технические характеристики и ряд типоразмеров.
В комплект инструмента для установки перекрывателей входят расширители, предназначенные для расширения ствола скважины. Лопастные или шарошечные. И Развальцеватели, предназначенные для окончательного выравнивания гофрированных складок перекрывателя.
Для вальцовки после установки ОЛКС и раздачи его избыточным давлением применяются развальцеватели различных типов.
Ликвидация осложнений при строительстве скважин с использованием профильных перекрывателей
Основным видом осложнений при строительстве скважин на нефтяных месторождениях, разбуриваемых Отрадненским филиалом ЗАО «Сибирская Сервисная Компания», являются поглощения бурового раствора, затраты, на борьбу с которыми составляют свыше 85% всего времени, затрачиваемого на борьбу с осложнениями. Ежегодно на борьбу с осложнениями ОФ ЗАО «ССК» затрачивает до 9-11% общего календарного времени бурения, что, несомненно, отрицательно сказывается на технико-экономических показателях буровых работ.
С работами по ликвидации поглощений бурового раствора связаны не только значительные материальные потери, но и не поддающиеся учету значительные потери в добыче нефти из-за ухудшения коллекторских свойств продуктивности пластов, невысокого качества цементирования эксплуатационных колонн на осложненных скважинах и несвоевременного ввода скважин в эксплуатацию. В связи с этим, совершенствование технологических способов ликвидации поглощений, применение новых технологий и материалов, дающих максимальный экономический результат, имеют исключительно важное значение. В ОФ ЗАО «ССК» отработана технология прогнозирования, предупреждения и ликвидации поглощений промывочной жидкости в зависимости от конкретных горно-геологических условий и характеристики поглощающего горизонта, но слабым звеном этой технологии является невозможность более точного и обоснованного прогнозирования вероятности поглощения, а следовательно и выбора конструкции скважины. Поэтому ранее, как правило применялись тяжелые конструкции скважин с резервным диаметром ствола под спуск 245 мм «хвостовика» для ликвидации поглощения бурового раствора в Серпуховском или Фаменском горизонтах. Если учесть, что 87-93% метража бурится наклонно-направленным способом с отходом от вертикали на 500-800 м, строительство подобных скважин является сложной технологической задачей и вызывает значительные материальные потери при ликвидации поглощений бурового раствора.
Совершенствование и доработка в ОФ ЗАО «ССК» новой технологии ликвидации поглощений промывочной жидкости за счет использования профильных перекрывателей позволяет добиться значительного снижения материальных затрат на ликвидацию осложнений и на строительство скважин за счет облегчения конструкции скважин.
Методы борьбы с катастрофическими поглощениями промывочной жидкости при бурении скважин
Методы ликвидации поглощений зависит от характера поглощения, его интенсивности и причины, вызывающей поглощение.
Эффективным и часто используемым методом борьбы с поглощениями является закачка смеси раствора с наполнителями. Но часто встречаются такие зоны поглощения, которые практически невозможно ликвидировать традиционными методами, т.к. это требует дополнительных затрат времени и значительных средств.
При катастрофическом поглощении применение «хвостовика» считалось достаточно традиционным и надежным методом, но он имеет ряд недостатков.
Наиболее существенным недостатком ликвидации поглощения спуском «хвостовика» является необходимость бурения значительного интервала резервным диаметром долота. А это влечет дополнительные затраты времени и средств на бурение интервала под «хвостовик» долотами резервного диаметра с более низкими показателями по сравнению с показателями 215,9 мм долот.
Таким образом, применение «хвостовика» с целью ликвидации поглощения закладывается на стадии выбора и обоснования рациональной конструкции скважины.
Очень часто бывают случаи, когда пробурив под хвостовик, поглощение не наблюдается, т.е. необходимость в его спуске отпадает.
Опыт ликвидации поглощений в ОФ ЗАО «ССК» на примере ОЛКС-216
Разработка технологии изоляции пластов, интенсивно поглощающих растворов, профильными перекрывателями, в дальнейшем получила название «оборудование для локального крепления скважин (ОЛКС)».
Данная технология предусматривала перекрытие зоны поглощения специально профильными обсадными трубами, такой перекрыватель получил название ОЛКС-216У (рис.1) и их последующее выправление под действием избыточного давления и развальцовку шарошечными развальцевателями РШ-196 в стволе скважины диаметром 215,9 мм.(рис.2). Дальнейшее бурение ведется с уменьшением диаметра используемых долот с 215,9 мм до 190,5 мм.
Дальнейшее бурение скважины продолжается без изменения диаметра долот, т.е. диаметром 215,9 мм.
Данная технология ликвидации поглощений промывочной жидкости разрабатывалась для условий Татарии, т.е. для небольших глубин и поэтому ОФ ЗАО «ССК» пришлось адаптировать ее для глубины 1600-2800м.
Использование ОЛКС для изоляции водопритоков при креплении скважин
На скважине № 82 Северо-Каменской площади после первой цементной заливки получили приток соленой воды с нефтью Q=140 м3/сут. После повторной цементной заливки и вызова притока методом эжектирования получили приток нефти Q=35,2м3/сут.,с обводненностью нефти 90%. В данный момент скважина находится на ремонте.
В 2001г. на скважине №110 Северо-Каменской площади для изоляции водонасыщенной части пласта Б-2 в скважину спустили перекрыватель ОЛКС-216У. После цементажа эксплуатационной колонны простреляли в интервале 1645-1644м.(11 отв.) Освоили скважину методом свабирования, получили фонтанный приток нефти.В данный момент скважина эксплуатируется с фонтанным притоком нефти.
На скважине №109 Северо-Каменской площади был произведен спуск и цементаж эксплуатационной колонны без ОЛКС.После свабирования был получен приток пластовой воды плотностью 1,15г/см3 с пленкой нефти.На скважине была произведена повторная цементная заливка и после необходимых операций,методом свабирования получили приток нефти с Q=37,4м3/сут. Вданный момент скважина эксплуатируется с Q=41м3/сут. с обводненностью 1%. Предлагаемую технологию можно использовать почти на всех скважинах в зависимости от фактического разреза скважины.
До начала работ по спуску ОЛКС необходимо провести комплекс геофизических работ(КС, ПС, каверномер, ГК, НГК) с целью уточнения зоны поглощения.
Необходимо исследовать скважину до одного метра зону осложнения. На основании полученных результатов выбрать интервал установки перекрывателя, учитывая, что перекрытие зоны осложнения должно быть не менее трех метров.
Перед спуском перекрывателя необходимо провести визуальный осмотр деталей, инструмента, принадлежностей. Исправления дефектов на пакерах и профильных трубах не допускается.
Для улучшения изоляции зон поглощения применяется герметизирующая паста. Пасту приготавливают следующим образом: в растопленный битум добавляют 10% автола к его весу и тщательно размешивают. При сборке перекрывателя паста заливается во впадины профильных труб, которые находятся выше и ниже зоны осложнения. Для сборки и спуска перекрывателя необходимо применять специальные хомуты.(рис.5)
Технология установки перекрывателя.
Перекрыватель спустить на бурильных трубах в скважину в интервал установки, при расстопоренном крюке талевого блока и не допускать осевой нагрузки на перекрыватель не более 100кН. Цементировочным агрегатом или буровым насосом создать избыточное давление в перекрывателе 9-12 МПа. При этом перекрыватель прижимается к стенке скважины и изолирует зону осложнения.
Проверить установку перекрывателя в скважине разгрузкой или натяжением инструмента до 150-200 кН и вращая ее вправо отвернуть бур.колонну от перекрывателя. Перекрыватель развальцевать при помощи развальцовочной головки или роликового развольцевателя.
Качественным отличием применения профильных перекрывателей является отсутствие необходимости применения тампонажного цементного раствора в технологическом процессе ликвидации поглощения бурового раствора.
При применении тампонажного цемента происходит загрязнение производственной и окружающей среды. При затаривании цемента в бункер смесителя, приготовлении цементного раствора, при цементировании скважины неизбежны потери как цемента, так и цементного раствора, что ведет к негативному влиянию на окружающую среду.
Так же вследствие применения меньшего количества автомобильной техники в процессе установки профильного перекрывателя уменьшается количество выбросов выхлопных газов в атмосферу
Расчет выбросов загрязняющих веществ от передвижных источников выполнен по «Методике проведения инвентаризации выбросов в атмосферу для автотранспортных предприятий» М., 1992г.
Как видно из графика выброс вредных веществ от автомобильной техники при использовании технологии по установке ОЛКС по сравнению с другими методами ликвидации катастрофических поглощений намного меньше.
При проведении работ необходимо соблюдать меры безопасности в соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности», «Сборника инструкций по охране труда и видам работ», а также общие требования безопасности при погрузочно-разгрузочных работах по ГОСТ 12.3009-76.
До 1996 года в ОУБР ежегодно спускалось 6-8 шт. «потайных колонн» диаметром 245 мм для ликвидации катастрофических зон поглощений. Глубина спуска колебалась от 2000 м до 2800 м.. В 1996 г. в ОУБР не спущено ни одного «хвостовика» для ликвидации поглощений, но спущено 5 профильных перекрывателей с получением положительных результатов, т.е. после установки ОЛКС поглощения ликвидировались и дальнейшее углубление скважины проводилось в нормальных условиях.
В 1997 году успешно спущено 5 перекрывателей. За 1998 г. было спущено 3 перекрывателя, а за 1999 г. спущено 5 профильных перекрывателей.
Уникальность данной технологии ликвидации поглащений промывочной жидкости заключается в том, что она дает гарантию положительного результата при разумном применении. От бурения скважин с применением «потайных колонн» в ОФ ЗАО «ССК» практически отказались.
Экономический эффект состоит из сокращения продолжительности проводки скважины, экономии материально-технических ресурсов, тампонажных и транспортных услуг.
Экономический эффект от применения профильных перекрывателей, вместо спуска «потайных колонн» в 2000 г. составляет ориентировочно 1185000 рублей на одну скважину. На три скважины 3555460 рублей.
В результате применения ОЛКС вместо цементажа за счет сокращения сроков строительства скважин было дополнительно добыто 560 т. нефти. Экономический эффект от применения ОЛКС для изоляции зон водопритоков составил в 2000 году по двум скважинам № 84 и №110 Северо-Каменской площади 288700 рублей. Прибыль полученная от добычи нефти с использованием ОЛКС вместо цементажа составила 2657454 рублей.
Технология профильных перекрывателей ОЛКС-216У и ОЛКС-216 впервые в Российской Федерации была отработана, внедрена и успешно применяется в ОФ ЗАО «ССК» на глубинах 1600-2800 м. в процессе ее освоения, внедрения и массового применения в 1996-1999 годах специалистами ОФ внесены ряд существенных конструктивных, технологических изменений и дополнений, позволивших добиться эффективности ее применения, для изоляции зон поглощений и водопритоков
Ликвидация катастрофических поглощений с применением оборудования локального крепления скважин (ОЛКС-295С) при строительстве скважины № 71 Ковыктинского месторождения
Liquidation of disastrous acquisitions with the use of equipment local well casing (OLKS-295С) during construction of the well No. 71 of Kovykta field
N. TIMKIN, «Perekryvatel» LLC
Из всех видов осложнений, возникающих при бурении скважин, наиболее распространенными и трудоемкими являются поглощения бурового раствора. Для ликвидации зон поглощения расходуется значительное количество цемента, бурового раствора, химических реагентов и пр. Одним из эффективных решений является технология локального крепления скважины профильными перекрывателями. Оборудование локального крепления скважин (ОЛКС) разработанно институтом «ТатНИПИнефть» ПАО «Татнефть». Принцип действия технологии заключается в том, что обсадные трубы диаметром, большим диаметра скважины, профилируют по всей длине и уменьшают в поперечном сечении на величину, позволяющую свободно спустить их в скважину, а интервал осложнения увеличивают в диаметре раздвижным расширителем до диаметра исходных (не профилированных) обсадных труб. После спуска на бурильных трубах профильной «летучки» в скважину, за счет давления, создаваемого закачиваемым буровым раствором, профильные трубы выправляют до исходных размеров и плотно прижимают к стенке расширенного участка скважины. Основными преимуществами перекрывателей ОЛКС перед другими технологиями ликвидации поглощающих каналов является снижение энергоемкости, материалоемкости и сроков строительства скважин, повышение качества и надежности изоляционных работ в скважинах, а также сроки их проведения и, как следствие, снижение затрат на строительство скважин.
From all the kinds of complications arising during drilling, the most common and time-consuming are the absorption of drilling fluid. For the elimination of zones acquisitions spent a significant amount of cement, drilling mud, chemicals, etc. One of the effective solutions is a local technology of mounting holes profile relevant mechanisms to shut off named «Perekryvatel OLKS». Equipment local well casing (soda), developed by the Institute «TatNIPIneft» included «Tatneft» JSC. The principle of the technology consists in that the casing pipe with the same diameter as the wellbore profile over the entire length and reduced in cross section by the amount, allowing freely down into the well, and the range of complications that increase in diameter by a sliding expander to a diameter of the source (not shaped) casing. After the descent on drill pipes profile pipes in the well, due to the pressure created by pumped drilling fluid, the shaped tube to straighten it to its original size and tightly pressed against the wall of the enlarged section of the well. The main advantages of «Perekryvatel OLKS» over other technologies, for the elimination of shock-absorbing channels is to reduce energy consumption, material consumption and construction of wells, improvement of the quality and reliability of insulation works in wells, and the timing of their implementation and, consequently, reduce the cost of well construction.
В 1987 г. было открыто одно из крупнейших в мире и самое крупное в Восточной Сибири Ковыктинское газоконденсатное (ГКМ) месторождение. Сложный географический рельеф местности, отдаленность от основных транспортных магистралей, отсутствие реального финансирования и другие трудности процесс разработки месторождения замедлили. В настоящее время, после передачи лицензии на разработку месторождения ПАО «Газпром» и принятия решения о поставке добываемого газа по газопроводу «Сила Сибири», разработка данного месторождения поднялась на новые горизонты.
Разведка и освоение Ковыктинского ГКМ – один из приоритетных проектов ПАО «Газпром» в рамках реализации Восточной газовой программы. Именно поэтому сегодня здесь осуществляется целый комплекс мероприятий по ведению геологоразведочных работ (ГРР). И они связаны с определенными сложностями, в том числе с проблемой поглощения буровых растворов при строительстве скважин. 
Для справки: поглощение буровых растворов является наиболее распространенным и трудоемким процессом при бурении скважин и представляет собой движение промывочной жидкости из ствола скважины в пласт, которое обусловлено превышением давления в стволе над пластовым. При строительстве скважин расходуется значительное количество цемента, бурового раствора, химических реагентов и др.
Стремление сократить эти затраты привело к разработке целого ряда перекрывающих устройств и технологий, направленных на борьбу с поглощениями.
Одним из эффективных решений является технология локального крепления скважины профильными перекрывателями ОЛКС, разработанная институтом «ТатНИПИнефть» ПАО «Татнефть».
Принцип действия технологии заключается в том, что обсадные трубы диаметром, большим диаметра скважины, профилируют по всей длине и уменьшают в поперечном сечении на величину, позволяющую свободно спустить их в скважину, а интервал осложнения увеличивают в диаметре раздвижным расширителем до диаметра исходных (не профилированных) обсадных труб. После спуска на бурильных трубах профильной «летучки» в скважину, за счет давления, создаваемого закачиваемым буровым раствором, профильные трубы выправляют до исходных размеров и плотно прижимают к стенке расширенного участка скважины.
Основными преимуществами перекрывателей ОЛКС перед другими технологиями ликвидации поглощающих каналов являются снижение энергоемкости, материалоемкости и сроков строительства скважин, повышение качества и надежности изоляционных работ в скважинах, а также сроки их проведения и, как следствие, снижение затрат на строительство скважин.
При разработке ОЛКС рассматривались основные вопросы, решение которых позволит существенно сократить материальные и временные затраты:
– исключение из конструкции скважины промежуточных колонн;
– изоляция трещиновато-кавернозных пластов с интенсивным поглощением бурового раствора без уменьшения внутреннего диаметра скважины;
– последовательное локальное перекрытие зон осложнений по мере их вскрытия;
– наращивание обсадных колонн снизу без уменьшения внутреннего диаметра скважины;
– разобщение водоносных пластов от продуктивных до спуска эксплуатационной колонны;
– разобщение отдельных участков горизонтальной скважины;
– подвеска хвостовика в скважине с помощью профильных подвесных устройств;
– ремонт обсадных колонн диаметром 146, 168, 245 мм.
С 2000 г. изготовление оборудования для локального крепления скважин освоено ООО «Перекрыватель», дочерней компанией ООО УК «Система-Сервис». С 2009 г. она оказывает сервисные услуги по изоляции зон осложнений «под ключ».
В 2015 г. специалистами предприятия впервые применена технология наращивания профильного перекрывателя, ранее установленного при бурении разведочной скважины № 71 на Ковыктинском ГКМ в Иркутской области. На глубине 695 м начались осложнения, связанные с частичным поглощением бурового раствора. При дальнейшем бурении скважины была вскрыта зона полного ухода промывочной жидкости. Попытки ликвидации поглощения с использованием наполнителей и установкой цементных мостов положительных результатов не дали. Было принято решение ликвидировать зону осложнения установкой профильного перекрывателя. После определения зоны поглощения бурового раствора геофизическими методами и подготовки ствола скважины был спущен и установлен в интервале 711 – 814 м ОЛКС-295С, длиной 103 м. При дальнейшем бурении на глубине 966 м вскрыта зона полного ухода промывочной жидкости, которая осложнялась образованием каверн в скважине. Использование наполнителя и цементных заливок зоны осложнения положительного результата не дали, и было решено установить второй профильный перекрыватель ОЛКС-295С.
Для перекрытия второго интервала поглощения требовалось выполнить уникальную операцию – нарастить длину первого перекрывателя, соединив «верх» второго ОЛКС с башмаком первого в интервале 812 – 814 м. Работа была успешно выполнена специалистами ООО «Перекрыватель» (рис.).
Общая длина ОЛКС-295С в скважине составила 232 м. Перекрыта зона поглощения промывочной жидкости и кавернообразований в интервале 711 – 943 м, что позволило буровикам Краснодарского филиала ООО «Газпром бурение» продолжить работы по бурению скважины без поглощения бурового раствора. Техническая колонна диаметром 245 мм была спущена на глубину 1570 м без осложнений и зацементирована.
Работа по изоляции зон поглощений с использованием ОЛКС 295С получила положительную оценку специалистов ООО «Газпром бурение», выданы рекомендации по дальнейшему применению технологии локального крепления при проведении буровых работ на других аналогичных объектах ПАО «Газпром».
Что такое олкс в бурении
Основным видом осложнений при строительстве скважин на нефтяных месторождениях, разбуриваемых Отрадненским филиалом ЗАО «Сибирская Сервисная Компания», являются поглощения бурового раствора, затраты, на борьбу с которыми составляют свыше 85% всего времени, затрачиваемого на борьбу с осложнениями. Ежегодно на борьбу с осложнениями ОФ ЗАО «ССК» затрачивает до 9-11% общего календарного времени бурения, что, несомненно, отрицательно сказывается на технико-экономических показателях буровых работ.
С работами по ликвидации поглощений бурового раствора связаны не только значительные материальные потери, но и не поддающиеся учету значительные потери в добыче нефти из-за ухудшения коллекторских свойств продуктивности пластов, невысокого качества цементирования эксплуатационных колонн на осложненных скважинах и несвоевременного ввода скважин в эксплуатацию. В связи с этим, совершенствование технологических способов ликвидации поглощений, применение новых технологий и материалов, дающих максимальный экономический результат, имеют исключительно важное значение. В ОФ ЗАО «ССК» отработана технология прогнозирования, предупреждения и ликвидации поглощений промывочной жидкости в зависимости от конкретных горно-геологических условий и характеристики поглощающего горизонта, но слабым звеном этой технологии является невозможность более точного и обоснованного прогнозирования вероятности поглощения, а следовательно и выбора конструкции скважины. Поэтому ранее, как правило применялись тяжелые конструкции скважин с резервным диаметром ствола под спуск 245 мм «хвостовика» для ликвидации поглощения бурового раствора в Серпуховском или Фаменском горизонтах. Если учесть, что 87-93% метража бурится наклонно-направленным способом с отходом от вертикали на 500-800 м, строительство подобных скважин является сложной технологической задачей и вызывает значительные материальные потери при ликвидации поглощений бурового раствора.
Совершенствование и доработка в ОФ ЗАО «ССК» новой технологии ликвидации поглощений промывочной жидкости за счет использования профильных перекрывателей позволяет добиться значительного снижения материальных затрат на ликвидацию осложнений и на строительство скважин за счет облегчения конструкции скважин.
Методы борьбы с катастрофическими поглощениями промывочной жидкости при бурении скважин
Методы ликвидации поглощений зависит от характера поглощения, его интенсивности и причины, вызывающей поглощение.
Эффективным и часто используемым методом борьбы с поглощениями является закачка смеси раствора с наполнителями. Но часто встречаются такие зоны поглощения, которые практически невозможно ликвидировать традиционными методами, т.к. это требует дополнительных затрат времени и значительных средств.
При катастрофическом поглощении применение «хвостовика» считалось достаточно традиционным и надежным методом, но он имеет ряд недостатков.
Наиболее существенным недостатком ликвидации поглощения спуском «хвостовика» является необходимость бурения значительного интервала резервным диаметром долота. А это влечет дополнительные затраты времени и средств на бурение интервала под «хвостовик» долотами резервного диаметра с более низкими показателями по сравнению с показателями 215,9 мм долот.
Таким образом, применение «хвостовика» с целью ликвидации поглощения закладывается на стадии выбора и обоснования рациональной конструкции скважины.
Очень часто бывают случаи, когда пробурив под хвостовик, поглощение не наблюдается, т.е. необходимость в его спуске отпадает.
Опыт ликвидации поглощений в ОФ ЗАО «ССК» на примере ОЛКС-216
Разработка технологии изоляции пластов, интенсивно поглощающих растворов, профильными перекрывателями, в дальнейшем получила название «оборудование для локального крепления скважин (ОЛКС)».
Данная технология предусматривала перекрытие зоны поглощения специально профильными обсадными трубами, такой перекрыватель получил название ОЛКС-216У (рис.1) и их последующее выправление под действием избыточного давления и развальцовку шарошечными развальцевателями РШ-196 в стволе скважины диаметром 215,9 мм.(рис.2). Дальнейшее бурение ведется с уменьшением диаметра используемых долот с 215,9 мм до 190,5 мм.
Дальнейшее бурение скважины продолжается без изменения диаметра долот, т.е. диаметром 215,9 мм.
Данная технология ликвидации поглощений промывочной жидкости разрабатывалась для условий Татарии, т.е. для небольших глубин и поэтому ОФ ЗАО «ССК» пришлось адаптировать ее для глубины 1600-2800м.
Использование ОЛКС для изоляции водопритоков при креплении скважин
На скважине № 82 Северо-Каменской площади после первой цементной заливки получили приток соленой воды с нефтью Q=140 м 3 /сут. После повторной цементной заливки и вызова притока методом эжектирования получили приток нефти Q=35,2м 3 /сут.,с обводненностью нефти 90%. В данный момент скважина находится на ремонте.
В 2001г. на скважине №110 Северо-Каменской площади для изоляции водонасыщенной части пласта Б-2 в скважину спустили перекрыватель ОЛКС-216У. После цементажа эксплуатационной колонны простреляли в интервале 1645-1644м.(11 отв.) Освоили скважину методом свабирования, получили фонтанный приток нефти.В данный момент скважина эксплуатируется с фонтанным притоком нефти.
На скважине №109 Северо-Каменской площади был произведен спуск и цементаж эксплуатационной колонны без ОЛКС.После свабирования был получен приток пластовой воды плотностью 1,15г/см 3 с пленкой нефти.На скважине была произведена повторная цементная заливка и после необходимых операций,методом свабирования получили приток нефти с Q=37,4м 3 /сут. Вданный момент скважина эксплуатируется с Q=41м 3 /сут. с обводненностью 1%. Предлагаемую технологию можно использовать почти на всех скважинах в зависимости от фактического разреза скважины.
Организационно-подготовительные работы
До начала работ по спуску ОЛКС необходимо провести комплекс геофизических работ(КС, ПС, каверномер, ГК, НГК) с целью уточнения зоны поглощения.
Необходимо исследовать скважину до одного метра зону осложнения. На основании полученных результатов выбрать интервал установки перекрывателя, учитывая, что перекрытие зоны осложнения должно быть не менее трех метров.
Перед спуском перекрывателя необходимо провести визуальный осмотр деталей, инструмента, принадлежностей. Исправления дефектов на пакерах и профильных трубах не допускается.
Для улучшения изоляции зон поглощения применяется герметизирующая паста. Пасту приготавливают следующим образом: в растопленный битум добавляют 10% автола к его весу и тщательно размешивают. При сборке перекрывателя паста заливается во впадины профильных труб, которые находятся выше и ниже зоны осложнения. Для сборки и спуска перекрывателя необходимо применять специальные хомуты.(рис.5)
Технология установки перекрывателя.
Перекрыватель спустить на бурильных трубах в скважину в интервал установки, при расстопоренном крюке талевого блока и не допускать осевой нагрузки на перекрыватель не более 100кН. Цементировочным агрегатом или буровым насосом создать избыточное давление в перекрывателе 9-12 МПа. При этом перекрыватель прижимается к стенке скважины и изолирует зону осложнения.
Проверить установку перекрывателя в скважине разгрузкой или натяжением инструмента до 150-200 кН и вращая ее вправо отвернуть бур.колонну от перекрывателя. Перекрыватель развальцевать при помощи развальцовочной головки или роликового развольцевателя.
Экологический раздел
Качественным отличием применения профильных перекрывателей является отсутствие необходимости применения тампонажного цементного раствора в технологическом процессе ликвидации поглощения бурового раствора.
При применении тампонажного цемента происходит загрязнение производственной и окружающей среды. При затаривании цемента в бункер смесителя, приготовлении цементного раствора, при цементировании скважины неизбежны потери как цемента, так и цементного раствора, что ведет к негативному влиянию на окружающую среду.
Так же вследствие применения меньшего количества автомобильной техники в процессе установки профильного перекрывателя уменьшается количество выбросов выхлопных газов в атмосферу
Таблица использования автомобильной техники