4.1 Анализ выполненных работ по спуску колонн и цементированию скважин

Для оценки выполнения проектных решений по конструкции скважин, пробуренных в 2015 году, проведён анализ ежедневных отчётов по бурению каждой скважины. В 2015 году велось строительство шестнадцати эксплуатационных скважин (№ 138-1, 171-1, 196-1, 718-1, 915-1, 933-1, 9810-2, 9814-1, 9835, 9842, 9845, 9846, 9847, 9848, 9849, 9850). Скважина 9835 является переходящей с прошлого года.

В скважине 9842 на момент подготовки отчета по авторскому надзору спущена 13 3/8" мм промежуточная колонна и ведется бурение под 9 7/9 *9 5/8” промежуточную колонну; в скважине 9853 на момент подготовки отчета по авторскому надзору спущена 10 3/4П проме­жуточная колонна и ведется бурение под 8 5/8” промежуточную колонну. В скважинах № 196-1, 718-1, 915-1,933-1, 9810-2, 9814-1 установлена многопакерная система

Анализ работ по цементированию скважин 138-1, 171-1, 196-1, 718-1, 915-1, 933-1, 9810-2, 9814-1, 9835, 9842, 9845, 9846, 9847, 9848, 9849, 9850 проведен по материалам, предоставленным Заказчиком (КПО б.в.).

Цементирование обсадных колонн проводилось по программам, разработанным Под­рядчиком (BakerHughes), которые согласуются с техническими проектами на строительство скважин. Основные сведения о цементировании обсадных колонн анализируемых скважин приведены в таблице 5.1.

Результаты анализа цементирования скважин скомпонованы по обсадным колоннам одинакового диаметра и назначения, для сравнения проведенных процессов и полученных результатов. Анализ цементирования обсадных колонн скв. 9835 (по состоянию на 31.12.15 г.) был частично представлен в Отчете по авторскому надзору за строительством скважин месторождения Карачаганак за 2014 г., в настоящем отчете рассматриваются работы, прове­денные в 2015 г.

20" Кондуктор

Цементирование 20й кондуктора на анализируемых скважинах проводилось по приня­той для этой колонны технологии, с помощью устройства для цементирования через внут­реннюю рабочую колонну (стингер), с использованием двух порций тампонажных растворов разной плотности - 1,50 г/см3 и 1,90 г/см3. Плотности и составы тампонажных растворов по­добраны на основании опыта цементирования предыдущих скважин, раствор плотностью

!’90 г/см3 перекрывает обсадную колонну выше башмака на -40-50 м, облегченный раствор поднимается до устья.

Для разделения бурового и цементного раствора, очистки и подготовки ствола сква­жин использовалась буферная жидкость с моющим эффектом MCS-A(G) Flush (вода с добав­лением поверхностно-активного вещества MCS-A(G)). Объем буферной жидкости - 40 bbls (6,4 м3).

При цементировании 20 кондуктора компанией BakerHughes применялись тампо­нажные растворы на основе цемента марки G, в качестве регулирующих добавок использо­вались.ускоритель схватывания (хлористый кальций А-7), модифицирующий реагент для облегченных растворов (метасиликат натрия А-2), пеногаситель (FP-21L).

Процесс цементирования 20" кондукторов на всех анализируемых скважинах прове­ден успешно, без осложнений, за исключением скважины 9847, где было проведено исправи­тельное цементирование через затрубьетампонажным раствором плотностью 1,9 г/см3.

Технологическая оснастка: на скв. 9845, 9848 установлено 9 центраторов; на скв. 9836, 9849, 9850 - 10 центраторов; на скв. 9842,9847 - нет данных.

Геофизические исследования качества цементирования на 20" кондукторе не преду­смотрены.