6. Буровые растворы.

В 2002-м году на Сандивейском месторождении для бурения скважин использовались полимерглинистые буровые растворы. Для снижения стоимости строительства скважин в интервалах бурения доя 1000 метров вместо импортных химреагентов были подобраны композиции на основе отечественных химреагентов.

Были начаты и продолжаются работы по подбору наполнителей и кольматирующих составов для борьбы с поглощениями бурового раствора при бурении скважин на Хасырейском месторождении.

Начато оснащение «Лаборатории буровых растворов» на БПО «Головные» современными приборами для контроля параметров промывочных жидкостей;

Главные задачи на 2004 год:

продолжение работ по подбору наполнителя и кольматирующих составов для

борьбы с поглощениями бурового раствора;

продолжение работ по разработке и испытанию эффективных рецептур бурового раствора для бурения скважин на месторождениях вала Гамбурцева;

повышение квалификации инженеров по буровым растворам и инженеров по обслуживанию систем очистки буровых растворов;

дооснащение «Лаборатории буровых растворов» на БПО «Головные» необходимым оборудованием

7. Крепление скважин.

В 2002 году креплением эксплуатационной колонной было закончено:

15 эксплуатационных и 5 водных скважин. Из них на Сандивейском месторождении 11 эксплуатационных и 3 водных скважины, на Салюкинском месторождени 2 эксплуатационных и 2 водных скважины, на Хасырейском месторождении Вала Гамбурцева 2 эксплуатационных скважины и 2 скважины закончили креплением технической колонной. Аварий и брака при креплении скважин не было. В 2002 году полностью перешли на крепление одноразмерной эксплуатационной колонной диаметром 168мм.

Для центровки колонн 168 и 245 мм в наклонной скважине применялись центраторы с ребром жесткости типа ЦЦ4-168/216 и ЦЦ4-245/295. Для более качественной изоляции водонефтяного контакта (ВНК) в компоновку эксплуатационной колонны включали заколонный пакер ПГПМ -168 – М1. Все колонны цементировались в один прием прямой заливкой с подъемом цемента до устья. Качество сцепления цемента с колонной обсадных труб и стенкой скважины положительное. Заколонных перетоков, межколонных давлений и обводнений в освоенных скважинах не было. В качестве буферной жидкости применяли комплексный буфер:

Первый буфер – техническая вода + 0,04% нитрил-триметилфосфоновойл кислоты (НТФ) 5 м³

Второй буфер - техническая вода + 1% буферный порошок МПБ –100 3 м³.

Продуктивную часть скважины +200 метров цементировали раствором повышенной изолирующей способности (РПИС) плотностью 1,86 г/см³ на основе тампонажного без добавочного цемента ПЦТ –1- 50 Сухоложского цементного завода, понизителя водоотдачи- поливинилового спирта ПВС-ВН-1 и пеногасителя DEFOMЕR. Остальная часть колонны облегченным цементным раствором плотностью 1,50 г/см³ на основе цемента ПЦТ 1-50 и жидкости затворения - малоглинистого раствора плотностью 1,02-1,025 г/см³. Затворение цемента производили через гидроворонку и подъема цементного раствора методом гидроэлеватора в осреднительную емкость с полезным объемом 12 м³, снабженную четырьмя винтовыми перемешивателями со встречными потоками перемешивания. При цементировании участвует следующая тампонажная техника:

1. агрегаты УНБ –160х30 4 единицы

2.цементно-смесиительные установки УС6-30 2-3 единицы

3. осреднительная установка УСО-16 1 единица

4.блок манифольда МБМ- 32 1единица

Основные направления повышения качества крепления скважин в 2003 году:

применение комплексной буферной жидкости с пониженной водоотдачей на основе буферного порошка МПБ – 100, сульфанола и НТФ

на Сандивейском месторождении продуктивную скважины часть цементировать РПИС на основе ПВС-ВН-1

Скважины месторождений Вала Гамбурцева, имеющих аномально низкую забойную температуру, в продуктивной части цементировать с добавкой в цемент комплексной добавки КРК – 40, включающую: понизитель водоотдачи, пластификатор, полимерные добавки и пеногаситель.