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, водо- и 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.