CC BY
49
По результатам корреляционного анализа можно оценить ресурсы подземных вод, их зависимость с морфометрическими характеристиками, показывающими распределение потенциальной энергии на ис-
Библиограф
1. Быков. В.Д., Васильев А.Д. Гидрология. Л.: Гидрометиз-дат, 1972. 441 с.
2. Михайлов В.Н., Добровольский А.Д. Общая гидрология. М.: Высш. шк., 1991. 36 с.
3. Поляков Л.Е. Коэффициент ранговой корреляции. Л.: Спирмена, www.eduhmao.ru, 1971, 2 с.
4. Философов В.П. Краткое руководство по морфометри-ческому методу поисков тектонических структур. Саратов: Изд-во Саратовского государственного университета, 1960.
следуемой территории путем получения данных о высоких корреляционных связях между вершинными и базисными поверхностями.
Статья поступила 24.02.2014 г.
ский список
5. Хайн В.Е., Ломидзе М.Г. Геотектоника с основами геодинамики. М.: Изд-во МГУ, 1995. 480 с.
6. Ланкин Ю.К. Отчет о результатах работ по объекту «Поиски питьевых подземных вод для обеспечения районного центра г. Бодайбо Иркутской области» (в рамках заказа на выполнение работ для государственных нужд по геологическому изучению недр и воспроизводства минерально-сырьевой базы подземных вод на территории Иркутской области). Иркутск, 2010.
УДК 550.822.7
ПРОБЛЕМАТИКА ИЗОЛЯЦИИ ГАЗОВОЙ ШАПКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ НА ПРИМЕРЕ СТРОИТЕЛЬСТВА ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН НА ЮРУБЧЕНО-ТОХОМСКОМ НГКМ
© В.М. Иванишин1, Р.У. Сираев2, А.К. Сотников3, Д.С. Сокольников4, В.Ю. Никитенко5,
С 7
С.А. Сверкунов6, А.Г. Вахромеев7
Иркутский государственный технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Приведены результаты исследования основных проблем, возникающих при изоляции газовой шапки залежи при строительстве горизонтальных эксплуатационных скважин на нефть и газ на Юрубчено-Тохомском месторождении. Выявлены закономерности, характеризующие основные условия появления межколонных давлений (МКД). Рассмотрены варианты оптимизации конструкции и качества крепления скважин в целях повышения качества изоляции газовой шапки и нефтяной залежи. Ил. 1. Табл. 2. Библиогр. 4 назв.
Ключевые слова: эксплуатационное бурение; МКД; конструкция и крепление скважин.
PROBLEMS OF OIL DEPOSIT GAS CAP INSULATION ON EXAMPLE OF HORIZONTAL PRODUCTION WELLS
CONSTRUCTION AT YURUBCHENO-TOKHOMSKOYE OIL AND GAS CONDENSATE FIELD
V.M. Ivanishin, R.U. Siraev, A.K. Sotnikov, D.S. Sokolnikov, V.Yu. Nikitenko, S.A. Sverkunov, A.G. Vakhromeev
Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russia.
The article introduces the study results of the main problems arising under the oil deposit gas cap insulation when constructing horizontal production wells for oil and gas on Yurubcheno-Tokhomskoye field. It reveals the regularities that characterize the main causes of casing pressures and considers the optimization variants of well design and casing quality in order to improve the quality of the gas cap insulation from the oil deposit. 1 figure. 2 tables. 4 sources.
Key words: production drilling; casing pressure; well construction and casing.
1 Иванишин Владимир Мирославович, аспирант. Ivanishin Vladimir, Postgraduate.
2Сираев Рафаил Улфатович, аспирант. Siraev Rafail, Postgraduate.
3Сотников Артем Константинович, аспирант. Sotnikov Artem, Postgraduate.
"Сокольников Дмитрий Сергеевич, ведущий инженер по бурению. Sokolnikov Dmitry, Leading Drilling Engineer.
5Никитенко Виктор Юрьевич, руководитель проекта, аспирант. Nikitenko Victor, Project Head Manager, Postgraduate.
6Сверкунов Сергей Александрович, аспирант, тел.: 89500505386, e-mail: [email protected] Sverkunov Sergey, Postgraduate, tel.: 89500505386, e-mail: [email protected]
7Вахромеев Андрей Гелиевич, профессор кафедры нефтегазового дела, доктор геолого-минералогических наук. Vakhromeev Andrei, Professor of the Department of Oil and Gas Business, Doctor of Geological and Mineralogical sciences.
Одной из важнейших проблем при строительстве части нефтедобывающих скважин с горизонтальным окончанием на ЮТМ стала недостаточная изолированность газовой шапки залежи при креплении скважины. Коллектив авторов, изучив и проанализировав проблему, с течением времени (2010-2013гг.) пришел к выводу, что наличие давления на некоторых скважинах ЮТМ в межколонном пространстве (МКД) может быть связано с перетоками по заколонному цементному камню. Предположительно это объясняется ненадёжностью изоляции газовой шапки нефтяной залежи при креплении скважины.
Основной особенностью конструкции наклонно-направленных эксплуатационных скважин с горизонтальным окончанием является то, что обсадная колонна ОК-178 спускается в нефтяную часть рифейской залежи, перекрывая газовую шапку (от 19 до 50 м по вертикали, от 46 до 140 м по стволу), и должна прочно разделять газовую часть залежи от выше- и нижележащих пород и насыщающих их флюидов (рисунок). Из 13 наклонно-направленных скважин, вскрывших рифей под большим углом, близким к 80°, большинство (11) пробурены в зоне нефтегазового насыщения, т.е. в сходных геологических и гидродинамических условиях (табл. 2, рисунок). Только две скважины вскрыли нефтяную залежь - скв. № 5 и № 6. Здесь из-под башмака ОК-178 бурится горизонтальный ствол 152,4 мм, затем выход до Т2 (90°) - и далее 1000 м горизонтального ствола.
На ЮТМ в интервале бурения под ОК-178 фиксируются крайне сложные горно-геологические условия: скважина вскрывает долериты, отложения венда, кровлю карбонатного рифея и интервал газовой шапки месторождения в доломитах рифея. Здесь типичны поглощения как в процессе бурения (10 скважин из 12-ти), так и в процессе крепления (скв. № 7, 8, 3, 4). Проектные величины давления гидроразрыва на практике не подтверждены. Поглощения при бурении на БР, равном 0,96г/см3 , происходят по механизму «утечки» в зоны контакта долеритов с вмещающими породами и в трещиновато-кавернозные пустоты в 1974
карбонатном коллекторе рифея на небольших репрессиях, на уровне 5% от величины Рпл. Это осложняет цикл предупреждения поглощений, борьбы с ними и последующее крепление ОК-178 [1, с. 32-38. 2]. Формирование МКД является следствием недоработанных проектных решений и неучтённых геологических особенностей объекта крепления (разобщения).
В соответствии с проведенным анализом, проблему качественного перекрытия газовой шапки залежи можно разделить на несколько составляющих:
1. Проблема прочности цементного камня и миграции газа, особенно на газовых месторождениях, широко известна. По мере гидратации цемента и поглощения воды уменьшается объем внутренней матрицы цементного раствора до 6% и происходит его усадка. Это ведет к тангенциальным напряжениям и разрывным нарушениям стойкости цементного кольца за колонной, так как цементный камень при затвердевании не в состоянии ни создавать гидростатическое давление, ни удерживать его [3, 4, с.20-24].
Досрочный зимний завоз цемента ПЦТ-Шоб4-50 и осложненные условия его хранения могут влиять на качество крепления и его несоответствие требованиям ГОСТ; приведение же его физико-химических свойств к норме требует ввода большого количества химических реагентов. В результате значительно повышается стоимость проводимых работ по креплению.
2. Кроме того, сложилась порочная практика проведения опрессовок обсадных колонн после неполного периода набора прочности в течение 24 часов, а после этого запись АКЦ. Такой подход «надувания» обсадной колонны однозначно приводит к нарушению цементного камня (табл. 1).
3. Хотя бурение эксплуатационных скважин осуществлялось по разным проектным решениям, на практике уменьшение высоты подъёма цемента привело к снижению качества, надёжности крепления ОК-178 и формированию межколонных перетоков. Когда подъем цементного раствора выполнен до устья, МКД отсутствуют. В случаях, где цементный раствор не
поднимается до устья, наблюдаются МКД (табл. 1, 2).
-*-
Газовая шапка
Выход на гор. участок Р=428 м, 1_ = 341 м Да = 1,34710 м
Башмак эксплуатационной колонны 177,8 мм -абс. глубина2053 м
ГС, длина 1000 м, абс. глубина 2055 м
Интервал проводки ГС 2053-2058 м
Абс. глубина, м
Принципиальная схема перекрытия нефтяной залежи и изоляции от газовой шапки эксплуатационной колонной
ОК-178. ЮТМ. Юрубченская залежь, рифей
Таблица 1
Скв Проектная ВПЦ По плану ВПЦ Факт ВПЦ Осложнения Рмкп Ропрмкп
7 0 устье Поглощения перед и в процессе цементирования 0
8 1378 1374 Поглощения перед и в процессе цементирования 11
9 Устье 0 устье Поглощение в процессе бурения в инт-ле 3,5 м3/час. Ликвидировано прокачкой кольматационной пачки 2
10 0 устье 0
12 0 устье В процессе бурения. Установлен мост. 0
13 0 584 В процессе бурения 0
14 0 устье Частичное в процессе бурения. 0
1 1843 1657 Частичное. V-3 м 6 34
2 1897 1525 Поглощение при бурении составило 3,2 м3 20 92,5
3 1666 1964 При бурении. Открывшееся поглощение бурового раствора на промывке скважины перед цементированием не было ликвидировано до окончания работ. 12 45,5
500 м выше БК-245
4 1780 1858 С начала продавки частичное поглощение до окончания работ. 12 0,44
5 1834 1684 При бурении 0 92,5
6
Таблица 2
скв. 234 скв. 533 скв. 543 скв. 558 скв. 200 скв. 235 скв. 199 скв. 202 скв. 237
Высота подъема цемента за ОК178 (от устья), м 1657 1525 1965 1858 14 584 119 10 1374
Устьевое давление в межколонном пространстве, атм. 6 20 12 12 0 0 0 0 11
4. Проектные решения не предусматривают специальных добавок, блокирующих газ в свободной фазе во время цементирования заколонного пространства и специальных приемов, уменьшающих или вообще исключающих риск неполного вытеснения бурового раствора из кольцевого пространства. При этом возникает вероятность формирования «языков», по которым может происходить прорыв газа вверх по межколонному пространству.
Делаем выводы. Сложные горно-геологические условия в интервале ОК-178 и типичные для него поглощения в процессе бурения (10 скважин из 12-ти) и крепления (скв. №№ 7, 8, 3, 4); изменение проектных решений по снижению ВПЦ; низкое качество используемого цемента (из-за увеличения сроков его хране-
ния в условиях Крайнего Севера); разделение газовой шапки и нецементируемой части эксплуатационной колонны в небольшом интервале глубин - всё это закономерно приводит к нестабильности крепления ОК-178, что мы наблюдаем по росту межколонных давлений. При этом решение задачи надёжного разделения газовой и нефтяной части залежи с большой долей вероятности может гарантировать высокий уровень сцепления цемента с породой, а как следствие - отсутствие МКД.
Предлагаются следующие решения проблемы:
1. Увеличение прочности цементного камня за счет использования более качественного цемента. Предлагаем использовать только цементный раствор нормальной плотности 1,84 г/см3, на основе цемента
ПЦТ-^, и облегченный цементный раствор, также на основе ПЦТ-^.
2. Использование химических добавок, газоблоки-рующих добавок, применение цемента мелкого помола как 10-20% добавку к цементной смеси.
3. Увеличение высоты подъёма цемента за эксплуатационными обсадными колоннами до устья.
4. В интервале глубин - от кровли венда до ГНК и ниже до башмака - наклонный ствол (83-86,5 град.) осложняет процесс замещения заколонного пространства на цементный раствор, поэтому технология цементирования должна быть доработана.
5. Установка разделяющих заколонных пакеров.
6. Увеличение срока схватывания (хим. добавками) до реального воздействия при опрессовке обсадной колонны, либо опрессовка ОК-178 непосредственно в цикле цементирования.
7. Имеет смысл дополнить проектные решения выполнением опрессовки ОК-178 в процессе цемен-
тирования после получения давления СТОП, а также профилактическими мероприятиями мониторинга и технологией герметизации (нагнетания). Необходимо также искусственно поддерживать давление в межколонном пространстве во время ОЗЦ и герметизирующими композициями разных систем - дополнительно.
В заключение хотелось бы подчеркнуть, что циклы бурения под ОК-178 и ее крепления в эксплуатационных наклонно-направленных скважинах ЮТМ выполнялись в полном соответствии с существующими проектными решениями. Но на практике это не позволяет в полной мере решить весь комплекс важнейших задач разобщения газовой части залежи с выше- и нижележащими отложениями и насыщающими флюидами. Внедрение предлагаемых мероприятий позволит значительно улучшить качество строительства наклонно-направленных скважин.
Статья поступила 11.03.2014 г.
Библиографический список
1. Иванишин В.М. и др. Новые технологии в проводке нефтедобывающих скважин с горизонтальным окончанием в анизотропных карбонатных коллекторах (на примере Юруб-чено-Тохомского НГКМ) // Вестник Иркутского государственного технического университета. 2012. № 10. С. 32-38.
2. Сверкунов С.А., Сираев Р.У., Вахромеев А.Г. Горногеологические условия первичного вскрытия бурением карбонатного продуктивного пласта рифея на первоочередном
участке разработки Юрубчено-Тохомского месторождения // Вестник Иркутского государственного технического университета. 2013. № 11.
3. Бонетт А., Пафитис Д. Миграция газа - взгляд внутрь проблемы. Нью-Йорк: Изд-во «ОйлфилдРевью», 1996.
4. Ряховский А.В. Технология предупреждения межколонных давлений в скважинах. Контроль герметичности устьевых уплотнителей // Бурение и нефть. 2013. № 11. С. 20-24.
УДК 551.89-4.036
НЕКОТОРЫЕ ОСОБЕННОСТИ СТРОЕНИЯ И ПРОИСХОЖДЕНИЯ РЕЛЬЕФА МУЙСКО-КУАНДИНСКОЙ ВПАДИНЫ
А
© Е.Е. Кононов1
Институт географии им. В.Б. Сочавы СО РАН, 664033, Россия, г. Иркутск, ул. Улан-Баторская, 1. Иркутский государственный технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83. Лимнологический институт СО РАН, 664033, Россия, г. Иркутск, ул. Улан-Баторская, 3.
Рассмотрены особенности строения рельефа центральной части Муйско-Куандинской впадины. Выяснено происхождение субгоризонтальных поверхностей, осложняющих их бугристо-западинные и увалисто-котловинные формы. Установлена временная последовательность образования рельефа. Ил. 5. Библиогр. 9 назв.
Ключевые слова: палеогеография; реконструкции; палеоклиматы; пески; террасы; оледенения.
SOME FEATURES OF MUISKO-KUANDINSKAYA DEPRESSION RELIEF STRUCTURE AND ORIGIN E.E. Kononov
Sochava Institute of Geography SB RAS, 1 Ulan-Batorskaya St., Irkutsk, 664033, Russia. Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russia. Limnological Institute SB RAS,
1 Кононов Евгений Ефимович, кандидат геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник Института географии им. В.Б. Сочавы СО РАН, доцент кафедры прикладной геологии Иркутского государственного технического университета, ведущий инженер Лимнологического института СО РАН, тел.: 89021700851, e-mail: [email protected]
Kononov Evgeny, Candidate of Geological and Mineralogical sciences, Senior Researcher of the Institute of Sochava Geography Institute SB RAS, Associate Professor of the Department of Applied Geology ISTU, Leading Engineer of the Limnological Institute SB RAS, tel.: 89021700851, [email protected]
