11 Охрана окружающей среды
Строительство скважин, расположенных в водоохранной зоне Аганского месторождения предусматривается с использованием экологически малоопасных химреагентов и материалов и безамбарной технологии бурения.
Предусматривается использование замкнутого цикла водоснабжения буровой с регенерацией буровых сточных вод и отработанного бурового раствора для повторного использования в технологическом процессе, эффективной очистке бурового раствора и утилизации отходов бурения, исключающих попадание их на рельеф местности.
Окружающая среда Покомасовского месторождения предполагает повышенные требования к комплексу природоохранных мероприятий.
Основные потенциальные источники загрязнения окружающей среды при строительстве скважин:
Буровые растворы
Буровые сточные воды и буровой шлам
Тампонажные растворы
ГСМ
Пластовые минерализованные воды и продукты освоения скважины (нефть,минерализованные воды)
Продукты сгорания топлива
Хозяйственно-бытовые жидкие и твердые отходы. Влияние потенциальных загрязнителей на окружающую среду не одинаково и зависит от:
Типа БУ, способа монтажа и привода энергии
Конструкции скважины
Применяемого способа бурения.
Очистка отходов бурения.
С целью сокращения объемов наработки бурового раствора, а следовательно, и уменьшения объема ОБР, подлежащего обезвреживанию и утилизации, применяется 3-х ступенчатая система очистки, включающая центрифугу. После окончания бурения под кондуктор весь раствор подлежит осветлению для использования в системе оборотного водоснабжения. После окончания бурения под эксплуатационную колонну буровой раствор используется в дальнейшем для бурения под кондуктор следующей скважины куста, а избыток раствора (при наличие его) осветляется с последующей закачкой очищенной водной фазы в нефтесборный коллектор.
Определение объемов отработанных буровых растворов и шлама при строительстве скважин осуществляется в соответствии с методическими указаниями с учетом конкретных условий бурения.
12 Специальная часть
В данном разделе проводится анализ случаев недоподъёма цемента до заданного уровня..
В период с15,02,02 по 18,04,02 в МУУБР зафиксировано 7 случаев недоподъёма цемента. За указанный период времени случаи недоподъёма цемента имели место на следующих скважинах: Мега 37-966, Вата 38-330, Покамасы49-879, Ариголь 5-193, Вата 94-586, Северный Покур 57-1006, Мыхпай-Мега 49-334.
Это повлекло за собой значительный материальный ущерб. Помимо этого недоподъём цемента может вызвать снижение репрессии на продуктивный пласт и привести к нефтегазоводопроявлению.
По мнению многих авторов наличие в интервалу разобщения пластов надёжного цементного кольца уменьшает обводнённость скважины в 3 раза. В связи с этим вопрос качественного цементирования скважин на месторождениях осложнённых наличием водонефтяных зон, особенно актуален.
По данным М. О. Ашрафьяна (содержащим анализ качества крепления скважин в 26 нефтедобывающих предприятиях СССР) недоподъём тампонажного раствора зафиксирован в 4625 скважинах , что составляет 29% осложнений связанных с креплением скважин.
Кроме того автор проекта лично наблюдал недоподъём при установке цементного моста. Из-за этого пришлось дважды вызывать цементировочную технику. Время ОЗЦ также увеличилось в два раза. Пришлось выполнять дополнительные СПО.
Недоподъём цемента происходит из-за того что давление столба цементного раствора превышает давление гидроразрыва слабых пластов. Чаще всего причиной гидроразрыва являются : малая изученность разреза, несоблюдение режима цементирования, неправильный подбор плотности цементного раствора.
Ввиду того ,что район бурения хорошо изучен, значимыми остаются два последних фактора.
Контроль за режимом цементирования можно ужесточить, но только до определённого предела. Ввиду того , что цементировочные агрегаты всё равно будут работать каждый индивидуально, даже при идеально составленном плане работ будут небольшие погрешности.
Снижение плотности раствора может привести к желаемым результатам. Этого можно достичь:
1. Ввод облегчающих добавок
2. Увеличение водоцементного отношения.
Первый метод приводит к желаемому результату , но возникает вероятность всплытия наполнителей. В качестве наполнителей могут использоваться пласт-
массовые микробаллоны , микросферы ,опилки , резиновая крошка и др..
Использование второго метода влечёт за собой уменьшение прочности цементного камня. В случае присутствия в разрезе ММП , а также пород склонных к текучести использовать этот метод не рекомендуется. Поскольку почти на 40% территории России залегают многолетнемёрзлые породы применение этого метода считаю нецелесообразным.
Гидроразрыва пластов можно избежать применением ступенчатого цементирования. При этом используются МСЦ- муфты ступенчатого цементирования.
Существуют различные конструкции МСЦ , как отечественного , так и зарубежного производства.. хотя МУУБР успешно работает с МСЦ, все они имеют один существенный недостаток, а именно часть обсадной колонны имеет вырез , заполненный лишь цементом .Это крайне нежелательно при креплении газовых скважин. Помимо всего прочего существующие конструкции МСЦ часто работают ненадёжно.
По моему мнению заслуживает внимания ещё один малораспространённый метод. Метод применим лишь для установки цементных мостов. Для его осуществления необходима канатная техника. Цементный раствор помещается в желонку, которая спускается до забоя на тросе. Желонка имеет стеклянное дно, при ударе о забой стекло разбивается и цементный раствор попадает на забой.
Недостатком метода является то, что при работе в открытом стволе скважина остаётся без промывки на 2-3 часа. Также возможна посадка желонки при спуске, в результате чего раствор не доходит до забоя. Данный метод успешно применяется лишь в неглубоких скважинах ( до 3000 м).
Преимущество заключается в высокой точности установки моста (до 1 м). Лично мною проводились работы по установке моста высотой 6 метров ( при работе в КРС на УГКМ). Кроме того этот метод очень экономичен. Он не требует больших материальных, людских и технических затрат. Для его работы хватает трёх человек и лебёдки.
По мнению [6] гидроразрыв происходит в результате превышения удельного веса цементного раствора над глинистым и увеличения вязкости цементного раствора. Расчёты показывают , что при малых кольцевых зазорах и больших скоростях движения цементного раствора гидродинамическое давление может увеличиться до величины гидроразрыва , что подтверждается многочисленными примерами из практики.
Когда на пласты создаётся давление , близкое к давлению гидроразрыва, даже кратковременные остановки весьма опасны, так как последующее небольшоеувеличение давления при возобновлении прокачкираствора приводит к гиидроразрыву.
Создание больших скоростей восходящего потока цементного раствора в затрубном пространстве приводит к возрастанию давления на стенки скважины, в результате слабые пласты подвергаются гидроразрыву. повышение скорости потока может объясняться необходимостью скорейшего окончания процесса обеспечения возможно большей полноты вытеснения бурового раствора цементным. Первую задачу следует решать подбором рецептуры цементного раствора. Экспериментами установлено ,что при структурном , ламинарном и турбулентном режимах течения цементного раствора вытесняется соответственно 42, 90 и 98%. В связи с этим целесообразно достижение тубулентности потока. Обычно это решается увеличением скорости потока , однако предпочтительнее другие решения. К ним можно отнести:
1. Изменение реологических параметров.
2. Оснастка обсадной колонны.
По мнению многих исследователей [6], [9]и др. недопустимо смешивание цементного и бурового растворов. При некоторых условиях перемешивания этот слой может охватить значительную зону , а повышение вязкости вызовет рост давления при продувке тампонажного раствора.
Многие трудности и неудачи, особенно при цементировании скважин с малыми зазорами между обсадной колонной и стенками скважины, связаны с отфильтровыванием большого количества воды, в результате чего уменьшается подвижность раствора, он быстрее запустевает и изменяются другие свойства.
Усложненность условий разобщения пластов обусловлена комплексом природных и технико-технологических факторов , влияние которых во многих случаях оказывает негативное воздействие на качество разобщения пластов является причиной возникновения различных аварий и осложнений в скважине. К природным факторам относятся: температура, давление, тектонические нарушения, литологическая и физическая характеристики пород, природа пластового флюида, расстояние между продуктивным и водоносным горизонтами.
В целом влияние природных факторов изучено недостаточно вследствие сложности постановки экспериментов в скважинах, отсутствия разработанных методов и аппаратуры для проведения исследований. Анализ показывает, что наиболее хорошо изучено влияние технико-технологических факторов [9] , но ввиду сложности выделения меры воздействия каждого фактора в отдельности во многих случаях удаётся оценить лишь их совместное влияние. Особенно трудно оценить степень влияния технологической оснастки колонн, состояние ствола скважины, показателей свойств бурового и тампонажого растворов.
По мнению ряда авторов необходимо кольматировать слабые пласты во избежание их гидроразрыва.
Я считаю, что необходимо также прменять буферную жидкость для укрепления глинистой корки на стенках скважины.
Мнение многих авторов расходится в выборе буферной жидкости. В [9] имеется ссылка , что Говард и Кларк доказали эффективность применения воды в качестве буферной жидкости. При этом вытеснение бурового раствора повысилось с 60 до 90%. В курсе лекций профессора Агзамова указано , что вода является наихудшим вариантом буферной жидкости. В Мегионском УУБР в качестве буферной жидкости используется вода с добавлением 6% сульфанола.