Крепление боковых стволов

Анализ геолого-технических условий строительства скважин на сложнопостроенных месторождениях Западной Сибири показывает, что на большинстве месторождений необходимо осуществлять разобщение затрубного пространства от расположенных выше и ниже продуктивной зоны водоносных и газоносных горизонтов. С этой целью наиболее эффективно использование заколонных проходных гидравлических пакеров для надежного разобщения пластов в строго заданных интервалах затрубного пространства скважины. Использование пакеров технологически должно сочетаться с процессами спуска, промывки скважины и последовательного приведения в действие узлов подвески, герметизации и разъединения хвостовика от транспортировочной колонны. В целом ряде случаев, геолого-технические условия месторождений предопределяют проведение манжетного цементирования хвостовиков, а иногда, невозможно отказаться и от прямого цементирования хвостовика. Для правильного выбора комплекса технических средств для крепления хвостовика необходимо осуществить выбор технологического процесса крепления скважины в соответствии с конкретными геолого-техническими условиями и заданными экономическими параметрами.

Особенности цементирования хвостовиков в боковых и горизонтальных скважинах Процесс крепления хвостовиков в боковых и горизонтальных скважинах сопровождается специфическими особенностями:

малые кольцевые зазоры между стенками скважины и обсадной колонной.

(в 2−3 раза меньше, чем в обычных наклонно-направленных скважинах диаметром 215,9 мм.);

большая интенсивность набора кривизны ствола скважины, которая может достигать 10 град./ 10 м. и более;

низкие давления в пластах, выработанных путем заводнения, и высокие в пластах, расположенных как выше, так и ниже продуктивных обьектов.

В связи с указанными выше особенностями возникают дополнительные проблемы, требующие повышенного внимания:

трудность прохождения колонн к забою;

ограничения к жесткости колонны;

опасность прорыва воды в скважину через интервал стыковки хвостовика с предыдущей колонной, т. е. через голову хвостовика;

возможность притока воды с забоя при открытом стволе;

трудность размещения в затрубном пространстве каких-либо устройств (центраторов, якорей, пакеров);

невысокая степень вытеснения глинистого раствора цементным;

более высокий уровень давлений в процессе продавливания, что может вызвать нарушение целостности пластов и поглощение цементного раствора (в том числе продуктивных пластов).

Поэтому большое значение приобретает управление реологическими и тампонажными свойствами растворов, физико-механическими характеристиками цементного камня и гидравлическими параметрами потока в заколонном пронстранстве.

Рекомендуемые тампонажные растворы Физико-механические свойства тампонажного цемента, раствора и камня должны отвечать требованиям ГОСТ 1581–96.Для приготовления растворов в качестве основы применяется тампонажный цемент для нормальных температур (до 50 град. по С) ПЦТ1−50 или ПЦТ1G-СС-2.В раствор могут вводиться при необходимости облегчающие добавки в соответствии с требованиями ГОСТ 1581–96.

В тампонажные растворы обязательно вводятся понизители водоотдачи и пластификаторы. В целях получения качественного и однородного раствора требуется хвостовики только с использованием осреднительных емкостей, а для удаления рыхлой части глинистых корок применять буферные жидкости. При креплении колонн на участках стволов сложной конфигурации (наличие между разобщаемыми пластами глубоких желобов, каверн больших диаметров) рекомендуется применять расширяющиеся тампонажные составы.

Конструктивные особенности, устройство и описание технических средств, входящих в оснастку хвостовика Комплексы технических средств для крепления скважин хвостовиками 114 мм. состоят из нескольких функционально работающих независимо друг от друга узлов и устройств/.

Разъединительный узел, обеспечивающий спуск узлов комплекса в скважину вместе с хвостовиком, проведение технологических операций связанных с проведением промывок, приведения в действие всех устройств с последующим автоматическим разъединением транспортировочной колонны от хвостовика. Включает корпус, в радиальных отверстиях которого установлены три плашки, закрытые снаружи гидротолкателем со срезными винтами и транспортировочными винтами. Плашки удерживают корпус на верхнем переводнике. Корпус соединен с нижним переводником. Во внутреннем канале верхнего переводника установлена полая подвесная пробка, удерживаемая полыми срезными штифтами. Узел разъединителя приводится в действие при наращивании внутреннего избыточного давления до величины Р=16,5(20) Мпа±10%.Давление передается во внутреннюю полость гидротолкателя, происходит срез винтов и перемещение гидротолкателя вниз. При осевом перемещении гидротолкателя, освобождаются плашки, которые перемещаются в радиальном направлении, что приводит к освобождению переводника, соединенного с транспортировочной колонной.

Якорный узел состоит из: корпуса, в пазах которого установлены шесть плашек, зафиксированных от самопроизвольного перемещения двумя разрезными пружинными кольцами, гидротолкателя с фиксатором, срезными винтами и транспортировочными винтами, верхних и нижних переводников. Для приведение в действие узла якоря, повышают внутреннее избыточное давление до величины Р=14,0(17,5) Мпа±10%. Давление передается во внутреннюю полость гидротолкателя, происходит срез срезных винтов и перемещение гидротолкателя вниз. Действуя с плашками, гидротолкатель раздвигает их в радиальном положении и прижимает к стенкам 146 мм. технической колонны. Осевое перемещение гидротолкателя фиксируется от возврата шаговым фиксатором. После срабатывания манжета предотвращает утечку жидкости из внутренней полости гидротолкателя и дополнительно фиксирует его.

Узел якоря представляет из себя гидромеханический пакер, который состоит из корпуса, секционного уплотнительного элемента, состоящий из двух резиновых уплотнительных манжет и с нижней и верхней защитой, между которыми установлен гладкий цилиндр с двумя заходными поверхностями. Цилиндр зафиксирован срезным винтом на корпусе, на котором также размещен гидротолкатель, зафиксированный срезными винтами и транспортировочными винтами, и оснащенный фиксатором. Все детали уплотнены резиновыми кольцами.

Стоп-патрубок ПХН-М 114/168.110 состоит из корпуса, закрепленного в нем алюминиевого гнезда, со специальным пазом, предотвращающим проворот пробки при разбуривании, а также со специальной ребристой профильной расточкой, предназначенной для фиксации пробки.

Переводник безопасный состоит из корпуса, в которой ввернут на специальной левой упорной резьбе переводник. Герметичность соединения обеспечивается кольцом. В аварийном случае, если не удается создать давление, выбрать вес соответствующий весу транспортировочной колонны, и провернув вправо 20 оборотов разъединится в безопасном переводнике.

Переводник манжетный состоит из корпуса с присоединительными резьбами, на котором установлены две односторонние манжеты, закрепленные на корпусе стаканами. Предназначен для предупреждения проникновения цементного раствора в зону установки фильтров при проведении манжетного цементирования хвостовика.

Муфта цементировочная типа МЦ-114 для манжетного цементирования хвостовиков диаметром 114 мм. состоит из верхнего переводника, корпуса с открытыми цементировочными окнами и установленной в нем на рабочих срезных винтах перекрывающей втулки с посадочным седлом под цементировочную пробку и заглушки из легкоразбуриваемого материала, установленной на срезных винтах и перекрывающей внутрений канал муфты. В нижней части корпуса установлен нижний переводник с присоединительной резьбой на обсадную колонну/11/.

Муфта цементировочная типа МЦ-114 работает следующим образом. Проходное сечение муфты перекрыто заглушкой, которая удерживается посредством срезных штифтов. Технологические промывки и закачка цементного раствора в затрубное пространство хвостовика осуществляется через открытые цементировочные окна, которые закрываются втулкой при посадке на ее седло цементировочной пробки и срезе рабочих винтов.

Основные критерии выбора оборудования для спуска, подвески и герметизации хвостовика Можно выделить четыре основных вида объекта эксплуатации, по геологическим условиям залегания нефтегазовой залежи, типу коллектора и свойствам пород продуктивного пласта.

• 1. Коллектор однородный, прочный, порового, трещинного, трещинно-порового или порово-трещинного типа; близкорасположенные напорные водогазоносные горизонты и подошвенные воды отсутствуют;
• 2. Коллектор однородный, прочный, порового, трещинного, трещинно-порового или порово-трещинного типа; у кровли пласта имеется газовая шапка или близкорасположенные напорные объекты;
• 3. Коллектор неоднородный, порового, трещинного, трещинно-порового или порово-трещинного типа, характеризующийся чередованием устойчивых и неустойчивых пород, водои газосодержащих пропластков с различными пластовыми давлениями;
• 4. Коллектор слабосцементированный, поровый, высокой пористости и проницаемости, с нормальным или низким пластовым давлением; при его эксплуатации происходит разрушение пласта с выносом песка;

В случае когда скважина обсажена до кровли продуктивного горизонта 146 мм обсадной колонной предлагаются следующие комплексы технических средств (КТС) для спуска подвески и герметизации заколонного пространства хвостовиков 102 мм:

• — Для объектов эксплуатации 1-го вида (п1) — комплекс технических средств типа ПХН 102/146 (подвеска хвостовика нецементируемая);
• — Для объектов эксплуатации 2-го вида (п2) — комплекс технических средств типа ПХМЦ 102/146 (подвеска хвостовика с манжетным цементированием);
• — Для объектов эксплуатации 3-го вида (п3) — комплекс технических средств типа ПХЦ 102/146 (подвеска хвостовика с прямым цементированием);
• — Для объектов эксплуатации 4-го вида (п4) — рекомендуется вскрывать весь пласт и обсаживать его 146 мм эксплуатационной колонной, с цементированием, а после перфорации спускать хвостовик, в компоновке которого установлены противопесочные фильтры, с использованием ПХН 102/146.

Комплексы технических средств включают всю необходимую технологическую оснастку для надежного разобщения пластов при креплении скважин хвостовиками 114 мм.

Разработано одиннадцать основных технико-технологических вариантов комплектации и использования комплексов технических средств для крепления хвостовиков 114 мм/11/. Для крепления хвостовиков без цементирования предусматривается четыре технико-технологических варианта комплексов технических средств типа ПХН 114/168 (вариант 1 и 2) и ПХН-М 114/168 (варианты 3 и 4), которые отличаются по способу разобщения пластов, возможности использования скважинных фильтров, гидравлическому способу приведения технических средств в действие. Комплексы также отличаются по интегральному или дифференциальному исполнению, т. е. по возможности использования отдельных узлов якоря, гидромеханического пакера и гидравлического разъединителя хвостовика от транспортировочной колонны, либо эти узлы интегрированы в одно устройство. Комплексы технических средств для крепления хвостовиков с прямым или манжетным цементированием, кроме указанных выше отличий могут варьироваться по точке проведения промывки и типу цементировочной муфты. Так, для крепления хвостовиков 114 мм с прямым цементированием предусматривается два варианта комплекса технических средств типа ПХЦ 114/168 (варианты 5 и 6). Пять технико-технологических вариантов предусматривается для крепления хвостовиков с манжетным цементированием. Для проведения этих работ разработан комплекс технических средств типа ПХМЦ 114/168 (варианты 7, 8, 9, 10, 11).

Рабочая среда, в которой работают все выше указанные комплексы технических средств — буровой и тампонажный растворы, обработанные химическими реагентами, минерализованная пластовая вода, нефть и газ при температуре до 100^оС.

Типы оснастки хвостовика, применяемых на месторождениях Когалымского региона и Западной Сибири.

В этом направлении в нашей экспедиции уже построено 4 боковых ствола, из них 3 скважины на ОАО «СИБНЕФТЬ-ННГ» и 1 скважина на СП «ВАТОЙЛ».

Первая скважина № 292 куста 5 Средне-Итурского месторождения. После вырезания секции эксплуатационной колонны скважина бурилась бицентричным долотом диаметром 140 мм. до кровли продуктивного пласта, а от кровли до забоя долотом диаметром 120,7 мм. Конструкция хвостовика была следующей: фильтр диаметром 102 мм, манжета диаметром 142 мм по резине, которая должна была устанавливаться на 1 метр ниже кровли пласта, цементировочное устройство диаметром 114 мм, трубы диаметром 114 мм. и разъединитель с левой резьбой. Из-за ошибки инженера службы контроля ОАО «СИБНЕФТЬ-ННГ» манжету установили выше кровли пласта, в ствол диаметром 140 мм. В результате, свою работу она не выполнила (произошла просадка цементного раствора, качество разобщения оказалась низким). При освоении скважины получили переток воды с вышележащего пласта, что вызвало необходимость проведения изоляционных работ.

Вторая скважина № 8074 куста 12а Средне-Итурского месторождения. До кровли продуктивного пласта пробурена диаметром 142 мм и до забоя диаметром 120,7 мм. Весь хвостовик диаметром 102 мм. Манжета диаметром 143 мм по резине, цементировочное устройство, трубы диаметром 102 мм и разъединительное устройство. Внутрь 102 мм трубы спустили НКТ диаметром 60 мм. Манжета была установлена в нужном интервале, но в связи с конструктивными недостатками манжеты она опять не сработала. После спуска хвостовика и при промывке на ситах выявлено около 60 процентов резиновых манжет. Кроме того, из-за того, что подвесная пробка спускалась на НКТ произошло ее нарушение и момент стоп зафиксировать не удалось. Вновь был получен переток с верхнего пласта. Учитывая ошибки на первых двух скважинах конструкцию хвостовика на третьей скважине усложнили в части применяемой оснастки, и получили хороший результат.

Третья скважина № 8005 куста 7 Средне-Итурского месторождения.

Вся оснастка изготовлена на заводе ОАО «ТЯЖПРЕССМАШ» в городе Рязани. Манжеты в манжетном переводнике сделаны с заделкой, исключающий его вырыв. Для предохранения их от сильного соприкосновения со стенками скважины и колонны установлен центратор. Далее идет цементировочная муфта, над муфтой установлен пакер ПГП-102, далее обсадные трубы диаметром 102 мм., затем пакерный узел, якорный узел, безопасный переводник и разъемный узел с подвесной пробкой. Цементирование этого хвостовика прошло без осложнений, перетоки не имеются, качество хорошее. Четвертая скважина № 5644 куста 14 Кочевского месторождения. Необходимость второго ствола вызвана тем, что в результате применения импортной муфты ступенчатого цементирования закупленных заказчиком без должностной комплектации. На этой скважине был оголен башмак и продуктивные пласты. Проведенные ремонтно-изоляционные работы результата не дали, в связи с чем было принято решение забуривания второго ствола. В отличии от трех первых скважин, которые цементировала фирма «Shlumberger», хвостовик цементировали своей техникой. Применяли буферную жидкость МБП-М и свои химреагенты. В результате скважина дает 25 тонн нефти в сутки.

Выводы и рекомендации по креплению боковых стволов.

• 1. При строительстве боковых стволов применять оснастку завода ОАО «ТЯЖПРЕССМАШ» различной комплектации в зависимости от геологических условий залегания пласта.
• 2. В связи с малыми зазорами при цементировании хвостовиков применять расширяющийся тампонажный материал с добавками СаО, тем более что проведенные испытания на 6 скважинах показали улучшение качества крепления больше чем на 20 процентов.
• 3. В качестве буферной жидкости применять МБП-М.

Процесс зачистки хвостовика.

После спуска 101,66,5 мм хвостовика в боковой ствол и последующего цементажа, по истечении времени ОЗЦ производятся работы по зачистке хвостовика. Компоновка для зачистки: Долото Д=80,7 мм, двигатель Д-75, НКТ 2″ - 700 м, СБТ 73-остальное.