Проблеми ліквідації негерметичностей експлуатаційних колон у свердловинах Уренгойського родовища
Ціна:
Автори роботи:
Науковий журнал:
Рік виходу:
Текст наукової статті на тему «Проблеми ліквідації негерметичностей експлуатаційних колон у свердловинах Уренгойського родовища»
Проблеми ліквідації негерметичностей експлуатаційних колон у свердловинах Уренгойського родовища
B. Г. Григулецький
(ТОВ «Уренгойгазпром», Problems of fl iWi imi
Мал. 1. Динаміка числа ремонтів експлуатаційних колон у свердловинах ТОВ «Уренгойгазпром»
Цементування першого ступеня (30001300 м) виконувалося прямим способом. При цьому через наявність у розрізі високопроникних пластів відбувалося поглинання частини тампонажного розчину і фільтрату, що призводить до недо-підйому до проектних відміток: близько 50 м для 67% від кількості пробурених свердловин; до 100 м - 8%; до 350 м – 6 % і більше 350 м – 1,8 %.
Після цементування першого ступеня при методі зустрічних заливок тампонажний розчин закачували зворотним способом. Цементування передбачало задавлювання в проникні пласти частини промивної рідини, що залишилася у свердловині після цементування першого ступеня. Найчастіше відбувався гідророзрив пластів, що залягають нижче черевика проміжної колони. За результатами аналізу якості цементування виявлено, що в зоні сходження нижнього та верхнього ступенів, як правило, цементний камінь відсутній.
Секційний метод цементування передбачає спуск нижньої секції експлутаційної колони в свердловину на бурильних трубах і цементування прямим способом з підйомом цементу до пристрою стикування (інтервал 30001300 м). Після цього бурильні труби витягають на поверхню і свердловину спускають верхню секцію експлутаційної колони, яка цементується прямим.способом. На заключному етапі цементування верхньої секції, коли цементний розчин продавлений у затрубний простір, секції з'єднують у стикувальному пристрої розвантаженням верхньої секції на 8-10 т по індикатору маси. Аналіз даних АКЦ і ГТК показує, що не вдається підняти тампонажний розчин рівня стикувального пристрою через поглинання високопроникними пластами альб-аптських сеноманських вод. Викладене свідчить про те, що кільцевий простір за експлуатаційними колонами проти альб-аптського сено-манського водоносного комплексу практично виявляється неізольованим, так як в інтервалі глибин 1200-2000 м є ділянки несходження прямої і зворотної ступенів цементування- зустрічному
траторами напруги, що зумовлюють зародження корозійних тріщин.
Аналіз наведених результатів показує наступне.
1. До глибини 1247 м число порушень труб при прямому секційному та зустрічному способах цементування практично однакове.
2. Нижче за глибину 1247 м число порушень труб при прямому секційному способі цементування вище, ніж при зустрічному.
3. У більшості свердловин відзначаються порушення вітчизняних секцій труб марки сталі Е та N-80 з товщиною стінки 8,94 мм, типом різьблення ОТТМ, ОТТГ та VАМ.
4. У всіх свердловинах навпроти інтервалу порушення був відсутній цементний камінь за колоною на ділянці від 10 до 100 м і більше, а також був заколоний перетікання флюїду між пластами.
5. Породи в інтервалі дефекту - піщані глини та піски, мінералізація пластової води змінювалася від 10 до 18 г/л, рН=5-7.
6. Порушення переважно відбуваються в різьбових з'єднаннях, рідко зустрічаються в стикувальних вузлах колон.
7. По тілу труб порушення відміченіу поодиноких випадках.
на 1,74 млрд. м3 по Ен-Яхінській площах, за 9 міс 1997 р - со-
ні змішування цементного розчину з буровим, ділянки недопідйому цементу через поглинання при цементуванні першої секції. Це підтверджують результати АКЦ і ГТК з 39 аналізованих свердловин [4].
До інтервалу 1300-2000 м приурочені водоносні пласти альб-аптських сеноманських відкладень, води яких містять аніони С1, S04, НСО3, катіони Ш, М^Са. Загальна мінералізація вод становить 15-20 г/л. Відсутність якісного цементного кільця призводить до безпосереднього контакту зовнішньої поверхні експлуатаційної колони з агресивними водами, перетіканням та рухом флюїдів по заколонному простору. У цьому може виникнути електрохімічна корозія.
Промисловими дослідженнями технічного стану свердловин з негерметичними обсадними колонами встановлено, що практично завжди в інтервалі порушення є заколоний рух газоводяної суміші. Корозійна активність малорухливої води низька, але зі збільшенням швидкості руху зростає та стає високою.
Одночасний вплив різних напруг та агресивного середовища у часі призводить до інтенсивного втомливого руйнування обсадних труб на ділянках неякісного цементування (рис. 2). При цьому герметичність колон порушується в основному муфтових з'єднаннях. Це пояснюється тим, що різьбові з'єднання при виникненні в колоні осьових напруг, що стискають, працюють на зріз, а муфтові з'єднання є місцями зміни геометрії труб і, отже, концен-
1 – число свердловин; 2, 3 - число порушень труб відповідно при прямому та
відповідально на 10,77 та 3,0 млрд. м3 через винесення пластової рідини та обмежень робочих дебітів по свердловинах УКПГ-1, 1АС, 3,5, 11, 12, 13, з яких близько 50% мають погане або задовільне зчеплення цементного каменю з колоною. Через порушення герметичності обсадних колон у газових свердловинах Уренгойського родовища газ надходить у водоносні пласти під покрівлю покладу та в атмосферу, що може призвести до аварій.
Для ліквідації негерметичностей експлуатаційних колон розроблено технологію та спеціальні матеріали для створення технологічних екранів шляхом закачування в свердловину компонентів гелеутворювально.
Для подальшого читання статті необхідно придбати повний текст. Статті надсилаються у форматіPDFна вказану при оплаті пошту. Термін доставки становитьменше 10 хвилин. Вартість однієї статті -150 рублів.
Подібні наукові роботи на тему «Геофізика»
ГАДЖИБЕКОВ Г.М., ДУДОВ О.М., ІВАКІН Р.A., ЛАНЧАКОВ Г.А., МАРІНІН В.І., РИГУЛЕЦЬКИЙ В.Г. - 2005 р.
GADZHIBEKOV G.M., GRIGULETSKY V.G., GUSEYNOV F.A., IVAKIN R.A. - 2005 р.
ГРИГУЛЕЦЬКИЙ В.Г. - 2009 р.
ЗОЗУЛЯ Г.П., КРЯКВІН Д.А., КУСТИШОВ А.В., РАХІМОВ Н.В. - 2007 р.