Восстановление герметичности крепи скважин в условиях поглощений на Усинском месторождении

  • Просмотров 417
  • Скачиваний 26
  • Размер файла 23
    Кб

Восстановление герметичности крепи скважин в условиях поглощений на Усинском месторождении И.Р. Василенко, Б.А. Кузьмин, А.И. Дяченко, М.В. Чертенков Разработка Р-С залежи Усинского месторождения осложнена аномально высокой вязкостью добываемой нефти, интенсивными (500-800 м3/сут) поглощениями промывочной жидкости в продуктивных пластах, микробиологической коррозией скважинного оборудования, коррозионной агрессивностью

добываемой продукции. Залежь разрабатывается с применением паротеплового воздействия на пласт. Перепады давления и высокая температура быстро нарушают герметичность крепи в процессе эксплуатации скважины. Общепринятой практикой при выполнении ремонтных работ является большеобъемная закачка (50-400 м3) высоковязких растворов с последующим закреплением цементным раствором нормальной плотности (1,85-1,92 г/см3). Однако из-за

наличия высокопроницаемых каналов, которые отчетливо видны на керновом материале (рис. 1), данная операция не всегда успешна вследствие существования рыхлых пород и промытых зон. Во время ожидания затвердевания (ОЗЦ) цементного раствора давление в кольцевом пространстве снижается до гидростатического давления столба жидкости затворения и даже ниже. На рис. 2 показано изменение коэффициента аномальности k2 в зацементированном

кольцевом пространстве 245-мм кондуктора во время ОЗЦ в скв. 4193 Харьягинского месторождения. Из него видно, что данный коэффициент в кольцевом пространстве снижается до 0,7-0,5. В этот момент в зацементированное кольцевое пространство может проникать пластовая жидкость, что может нарушить герметичность скважины. Для предупреждения проникновения пластовых флюидов в зацементированное кольцевое пространство применяют различные

физические и химические методы воздействия на прискважинную зону: -повышение давления на устье во время ОЗЦ; -использование различных кальмататоров в процессе бурения и подготовки скважины к креплению; -увеличение плотности жидкости затворения и др. В условиях Р-С залежи Усинского месторождения (пластовое давление на глубине 1200-1300 м равно 6-12 МПа) в идеальном случае плотность изолирующего материала должна составлять около 0,8-1,2