Наработка желоба при срезке с цементного моста
Обновлено: 16.05.2024
Технология цементирования хвостовиков
На завершающей стадии разработки, когда доля легко извлекаемых запасов ежегодно сокращается, возникает необходимость ввода в эксплуатацию коллекторов низкой кондиции путем строительства горизонтальных скважин.
There is proposed technology of hauling-down and cementing of upper part of tail pipes when constructing horizontal wells.
При строительстве горизонтальных скважин, при креплении хвостовика, когда он имеет заранее перфорированную часть и цементируется выше фильтра, возникает ряд проблем:
– недохождение хвостовика до забоя без промывки через башмак;
– некачественное удаление глинистого раствора и шлама в интервале фильтра и заколонном пространстве хвостовика, что отрицательно влияет на дебит скважины.
Известные виды оборудования для спуска и цементирования верхней части хвостовиков с щелевыми фильтрами не отвечают требованиям безаварийности и не позволяют производить промывку в интервале фильтра. Это требует дополнительных затрат времени на обеспечение прохождения по хвостовику и очистку заколонного пространства.
Предлагаемая техника и технология спуска и цементирования верхней части хвостовиков диаметром 102 и 114 мм, разработанная Азнакаевским УБР совместно с ООО «Нефтяник» (г. Бугульма), устраняют вышеуказанные недостатки и способствуют более успешному проведению работ.
В качестве хвостовика используются фильтры с кислоторастворимыми магниевыми заглушками (ОРВ-102, ОРВ-114) или широко применяемые обсадные трубы диаметром 102 и 114 мм, которые после цементирования верхней части хвостовика вскрываются с применением гидромеханических перфораторов ПГМ-102 (114)М (рис. 1).
Рис. 1. Схема компоновки хвостовикаКомпоновка хвостовика спускается в следующей последовательности:
– фильтр ОРВ необходимой длины;
– обратный эластичный клапан;
– (лев) неизвлекаемая часть разъединителя.
Техническая характеристика (табл)Хвостовик подвешивается на элеватор на роторе. В хвостовик спускаются НКТ, предварительно оснащенные плунжером и шаровым узлом. На НКТ наворачивается «разъединитель». Затем на буровых трубах с периодическими промывками хвостовик спускается до забоя.
– Цементирование верхней части хвостовика осуществляется после предварительного отсоединения по левой резьбе (определяется по индикатору веса).
– Перед цементированием в колонну труб бросается шар (диаметр шара
28 мм), чтобы открыть цементировочные отверстия клапана разрушением срезных винтов при давлении 5,0 – 6,0 МПа (седло останавливается на упоре).
– Закачивается расчетное количество цементного раствора через отверстия клапанного узла.
– Подается цементировочная пробка, до получения сигнала «стоп» при достижении пробкой шарового клапана.
– Инструмент приподнимается на 1,0 м; обратной промывкой через отверстия герметизирующего узла вымывается цементный раствор, находящийся выше «головы» хвостовика.
– Затем инструмент извлекается, закрывается устье скважины. Извлеченные из скважины детали подвергаются ревизии и восстановлению для повторного применения.
В отличие от известных способов предлагаемая техника и технология цементирования позволяют:
во-первых, произвести спуск инструмента с хвостовиком с качественной промывкой до забоя без осложнений;
во-вторых, предварительно отсоединить хвостовик до начала цементирования и провести последующую герметизацию «головы» хвостовика при выполнении технологических операций;
в-третьих, исключить разбуривание цементировочной пробки и цементного стакана;
в-четвертых, за счет конструкции забоя в последующих процессах освоения и эксплуатации производить промывку избирательно, как фильтровой части ствола, так и заколонного пространства (рис. 2).
Иные применяемые конструкции исключают эти важные операции для восстановления производительности скважины. Предлагаемое оборудование может быть использовано для монтажа нецементируемых хвостовиков с щелевыми фильтрами с их промывкой по всей длине.
Рис. 2. Технологическая схема промывки, ОПЗ пространства за 102,114 мм хвостовиками: 1 – колонна НКТ, 2 – фильтр хвостовика, 3 – разобщитель с самоуплотняющейся манжетой, 4 – плунжер, 5 – башмачный сальник.Выводы
Скважина является дорогостоящим капитальным гидротехническим сооружением, предназначенным для длительной эксплуатации. Качественное построение конструкций забоев горизонтальных скважин позволит интенсифицировать добычу нефти из коллекторов низких кондиций при осложненных геологических условиях.
способ бурения скважин или вторых стволов с горизонтальным окончанием
Формула изобретения
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что средство выполнено в виде клина-отклонителя.
3. Способ по п.2, отличающийся тем, что клин-отклонитель спускают в эксплуатационную колонну на трубах с его последующей ориентацией в заданном направлении и установкой.
4. Способ по п.2, отличающийся тем, что клин-отклонитель устанавливают на нижнюю часть эксплуатационной колонны перед ее спуском с его последующей ориентацией вместе с эксплуатационной колонной в заданном направлении и установкой.
5. Способ по п.2, отличающийся тем, что клин-отклонитель ориентируют и устанавливают на трубах в пилотном стволе до спуска эксплуатационной колонны.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что средство выполнено в виде участка пилотного ствола с измененным диаметром.
7. Способ по п.1, отличающийся тем, что средство выполнено в виде моста из материалов с прочностью, сопоставимой с прочностью пород пилотного ствола.
8. Способ по п.1, отличающийся тем, что пилотным стволом вскрывают часть продуктивного пласта или реперного геофизического пропластка.
Описание изобретения к патенту
Способ бурения скважин или вторых стволов с горизонтальным окончанием.
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно к бурению нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин и вторых стволов с горизонтальным окончанием.
Известен способ проводки и крепления наклонно направленной скважины с вскрытием продуктивного пласта горизонтальным участком ствола, включающий проводку основного ствола до продуктивного горизонта, крепление основного ствола обсадными трубами технической колонны выше продуктивного горизонта, осуществление дальнейшей проводки основного ствола с набором зенитного угла и его стабилизации до выхода на горизонтальный участок скважины с входом в продуктивный пласт, после чего проводку горизонтального участка скважины осуществляют долотом диаметром, меньшим диаметра основного ствола, открытым забоем до проектной величины, отличающийся тем, что из-под технической колонны в скважину опускают эксплуатационную колонну с вводом ее в продуктивный пласт на горизонтальном участке скважины до проектной величины, после чего осуществляют крепление колонны (см. патент РФ № 2089714, МПК Е21В 7/04).
Однако данный способ не дает возможности провести геофизические исследования для определения емкостно-фильтрационных характеристик пласта и его насыщения. Его применение целесообразно для пластов с продуктивной мощностью более 10 м и выдержанностью геологического строения месторождения. Способ не позволяет войти в продуктивный пласт с точностью до 1-2 м, что важно при относительно небольшой мощности продуктивного пласта 1-10 м и изменяющейся абсолютной отметки геологической кровли пласта. Вследствие этого данный способ не позволяет осуществить эффективное вскрытие продуктивных пластов, так как допускает возможность пересечения горизонтальным участком глинистых или обводненных пропластков, что обуславливает извлечение из пласта меньшего количества жидкости (газа, газоконденсата) с возможным существенным содержанием воды.
Задача настоящего изобретения заключается в упрощении бурения горизонтального участка за счет исключения необходимости бурения транспортного ствола (от 100 до 900 м по стволу), производстве качественной и быстрой срезки за счет использования соответствующего средства, обеспечении четкой геологической привязки горизонтального участка к пилотному стволу.
Технический результат заключается в повышении точности вскрытия продуктивного пласта при сокращении сроков бурения, повышении дебита нефти (газа, газоконденсата) и снижении обводненности продукции.
Средство может быть выполнено в виде клина-отклонителя. Клин-отклонитель спускают в эксплуатационную колонну на трубах с его последующей ориентацией в заданном направлении и установкой или устанавливают на нижнюю часть эксплуатационной колонны перед ее спуском с его последующей ориентацией вместе с эксплуатационной колонной в заданном направлении и установкой или ориентируют и устанавливают на трубах в пилотном стволе до спуска эксплуатационной колонны.
Кроме того, средство может быть выполнено в виде участка пилотного ствола с измененным диаметром или в виде моста из материалов с прочностью, сопоставимой с прочностью пород пилотного ствола.
Пилотным стволом вскрывают часть продуктивного пласта или реперного геофизического пропластка.
Предлагаемое изобретение поясняется чертежами. На Фиг.1 представлено бурение горизонтального ствола с помощью клина-отклонителя, устанавливаемого в эксплуатационную колонну на трубах. На фиг.2 представлено бурение горизонтального ствола с помощью клина-отклонителя, устанавливаемого на эксплуатационную колонну (до цементажа скважины) и спускаемого совместно с ней. На фиг.3 представлено бурение горизонтального участка с помощью клина-отклонителя, устанавливаемого в пилотном стволе на трубах, перед спуском эксплуатационной колонны. На фиг.4 представлено бурение горизонтального участка с помощью изменения диаметра скважины. на фиг.5 представлено бурение горизонтального участка с помощью моста из материалов с прочностью, сопоставимой с прочностью вмещающих пород пилотного ствола. На фиг.6 представлено бурение горизонтального участка при вскрытой части продуктивного пласта с помощью клина-отклонителя, устанавливаемого на эксплуатационную колонну (до цементажа скважины) и спускаемого совместно с ней. На фиг.7 представлено бурение горизонтального участка при вскрытой части продуктивного пласта с помощью клина-отклонителя, устанавливаемого в эксплуатационную колонну на трубах. На фиг.8 представлено бурение горизонтального участка при вскрытой части продуктивного пласта с помощью клина-отклонителя, устанавливаемого в пилотном стволе на трубах, перед спуском эксплуатационной колонны. На фиг.9 представлено бурение горизонтального участка второго ствола с помощью моста из материалов с прочностью, сопоставимой с прочностью вмещающих пород пилотного ствола. На фиг.10 представлено бурение горизонтального участка второго ствола с помощью клина-отклонителя, устанавливаемого в пилотном стволе на трубах, где:
3 - эксплуатационная колонна;
4 - горизонтальный ствол с горизонтальным участком;
5 - средство для срезки;
6 - отсекающий цементный мост;
7 - пилотный ствол;
8 - клин-отклонитель, устанавливаемый на трубах в эксплуатационной колонне восстанавливаемой скважины, для зарезки второго ствола.
Девятое средство можно увидеть на фиг.9. Заключается оно в следующем: в восстанавливаемой скважине ориентируют и устанавливают клин-отклонитель 8. С его помощью вырезают окно и бурят пилотный ствол 7 с зенитным углом, позволяющим забурить горизонтальный ствол 4. Пилотным стволом 7 вскрывают пласт или его часть. Проводят геофизические исследования, ставят отсекающий мост 5 из композиционных материалов. По прочности камня мост должен быть сопоставим с вмещающими его породами пилотного ствола 7. Начинают бурение горизонтального ствола 4 (прочная, верхняя граница моста будет служить для срезки). Набирают необходимый зенитный угол, входят в продуктивный пропласток, бурят горизонтальный участок.
Десятое средство можно увидеть на фиг.10. Заключается оно в следующем: в восстанавливаемой скважине ориентируют и устанавливают клин-отклонитель 8. С его помощью вырезают окно и бурят пилотный ствол 7 с зенитным углом, позволяющим забурить горизонтальный ствол 4. Пилотным стволом 7 вскрывают пласт или его часть. Проводят геофизические исследования, ставят отсекающий цементный мост 6. Выбирают угол отклонения на клине-отклонителе с целью беспрепятственной срезки и точного вхождения в продуктивный пропласток. Спускают на трубах, ориентируют и устанавливают клин-отклонитель 5 в пилотном стволе 7. При этом клин-отклонитель 5 может быть извлекаемый и неизвлекаемый. Начинают бурение горизонтального ствола 4 (из-за клина-отклонителя срезка производится в нужном направлении с набором зенитного угла). Набирают необходимый зенитный угол, входят в продуктивный пропласток, бурят горизонтальный участок.
Возможно использование еще нескольких средств и методов в способе бурения скважин или вторых стволов с горизонтальным окончанием. Их применение вряд ли приведет к сокращению цикла строительства скважины и не будет рассматриваться, но при развитии технологий возможно совершенствование способа.
способ установки цементного моста в скважине
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к установке цементного моста в скважине. Обеспечивает повышение эффективности установки цементного моста. Сущность изобретения: при установке цементного моста в скважину спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ). Закачивают расчетный объем цементного раствора. НКТ извлекают из цементного раствора. Выдерживают раствор до его схватывания в пределах 0,2 - 0,8 МПа. НКТ применяют с устройством для удаления излишков цементного моста и до упора в этот мост. Удаление излишков цементного моста производят разрушением цементного камня путем прокачки промывочной жидкости с расходом 6 - 8 л/с и давлением 45 - 50 атм.
Формула изобретения
Способ установки цементного моста в скважине, включающий спуск в скважину насосно-компрессорных труб на расчетную глубину, закачку расчетного объема цементного раствора и удаление его излишков, отличающийся тем, что после закачки цементного раствора насосно-компрессорные трубы извлекают из него, выдерживают цементный раствор до его схватывания в пределах 0,2 - 0,8 МПа, а насосно-компрессорные трубы спускают с устройством для удаления излишков цементного моста и до упора в цементный мост, при этом удаление излишков цементного моста производят разрушением цементного камня путем прокачки промывочной жидкости с расходом 6 - 8 л/с и давлением 45 - 50 атм.
Описание изобретения к патенту
Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, в частности к установке цементного моста при капитальном ремонте, особенно скважин с высокими фильтрационными свойствами коллектора.
Широко известны способы установки цементного моста, при которых в скважину спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) и закачивают до расчетной глубины цементный раствор, вытесняющий из трубного пространства промывочную жидкость. Затем трубы приподнимают и через межтрубное пространство прокачивают промывочную жидкость, срезающую избыток цементного раствора. (Справочник инженера по бурению /Под редакцией В.И. Мищевича, Н.А.Сидорова - Издательство "НЕДРА", Москва, 1973 г., стр. 398).
Однако указанные способы установки цементного моста при аномально низких пластовых давлениях и в поздней стадии разработки месторождения являются неэффективными из-за больших поглощений цементного раствора, которые приводят нередко к аварии (прихват труб) или, в лучшем случае, к безрезультатности работ.
Наиболее близким аналогом изобретения является способ установки цементного моста в скважине, включающий спуск в скважину насосно-компрессорных труб на расчетную глубину, закачку расчетного объема цементного раствора и удаление его излишков (1).
Недостатком данного способа является кольматация цементным раствором всего интервала перфорации, большой расход тампонажного материала, повышение риска прихвата труб, не исключается поглощение при срезке избытков цементного раствора и т.д.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа установки цементного моста путем предотвращения поглощения цементного раствора.
Необходимый технический результат достигается тем, что в способе установки цементного моста в скважину насосно-компрессорных труб на расчетную глубину закачку расчетного объема цементного раствора и удаление его излишков, согласно изобретению после закачки цементного раствора насосно-компрессорные трубы извлекают из него, выдерживают цементный раствор до его схватывания в пределах 0,2 - 0,8 МПа, а насосно-компрессорные трубы спускают с устройством для удаления излишков цементного моста и до упора в цементный мост, при этом удаление излишков цементного моста производят разрушением цементного камня путем прокачки промывочной жидкости с расходом 6- 8 л/сек и давлением 45-50 атм.
Способ осуществляют следующим образом.
В скважину производят спуск насосно-компрессорных труб (НКТ) с навернутым на башмак специальным устройством до расчетной (планируемой) глубины. Затем готовят и закачивают цементный раствор в скважину до изолируемого интервала. После уравновешивания уровней жидкости в затрубном и трубном пространствах производят подъем НКТ выше кровли цементного моста на 40-50 м (для предотвращения прихвата НКТ).
Через некоторое время (после того, как убедились, что срок схватывания цементного раствора заканчивается) приступают к допуску НКТ со специальным устройством, предназначенным для разрушения излишков цементного моста, до расчетной отметки. Для этого подключают цементировочный агрегат (ЦА-320) через шланг высокого давления к НКТ и при спуске труб со скоростью 0,5-0,6 м/мин прокачивают промывочную жидкость с расходом Q = 6-8 л/с, при котором давление ЦА-320 составляет 45-50 атм. В этих условиях, за счет разрушающей силы струи, скорость которой достигает 25-30 м/с, происходит разрушение излишков цементного моста. Предлагаемый способ является более эффективным по сравнению с известными аналогами, что позволит использовать его для более точной установки цементного моста в скважинах, особенно с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД) и высокими фильтрационными свойствами продуктивного коллектора.
Следует отметить, что повышение прочности цементного камня выше названных значений снижает скорость, а впоследствии делает невозможным проведение работ по разрушению камня предложенным способом (верхний предел - до 0,8 МПа). В случае низких прочностных характеристик - до 0,2 МПа, так называемые конечные сроки твердения, цементный камень при размыве может переструктурироваться и образовать повторно цементный раствор, который при определенных условиях в процессе прямой циркуляции жидкости может схватиться в затрубном пространстве и привести к прихвату НКТ (нижний предел). После удаления излишков цементного моста предлагаемым методом производят проработку ствола скважины в интервале размыва и циркулируют жидкость в скважине не менее двух циклов.
Проведены промысловые испытания способа на скв. N 12261; 12262.
Ниже приведен конкретный пример осуществления способа установки цементного моста на скважине 12261 Уренгойского газо-нефтеконденсатного месторождения (УГНКМ).
1. Сведения по скважине
1.1. Эксплуатационная колонна 168 мм
1.2. Текущий забой 1237
1.3. Интервал перфорации 1200-1216 м
1226-1237 м
1.4. Насосно-компрессорные трубы 73 мм
1.5. Глубина спуска НКТ 1237 м
1.6. Скважина заглушена раствором ИЭР
1.7. Пластовое давление P r =4,14 МПа
1.8 Поглощение жидкости глушения статический уровень - 250 м
1.9. Интервал установки цементного моста 1220 м - 1237 м
1.10. Необходимый объем цементного моста 0,5 м 3
1.11. Удельный вес цементного раствора 1,75 г/см 3
1.12. Количество сухого тампонажного цемента 0,55 т
1.13. Необходимый объем жидкости затворения 0,27 м 3
1.14. Буферные жидкости: -
- нижний буфер - тех вода 1,4 м 3
- верхний буфер - тех вода 0,3 м 3
1.15. Объем продавки 3,35 м 3
2. Последовательность технологических операций
2.1. Спускают HKT d = 73 мм с устройством для установки цементного моста в скважинах УГНКМ до глубины 1237 м.
2.2. Обвязывают один ЦА-320 для приготовления и закачки цементного раствора и буферных жидкостей; второй - для закачки продавочной жидкости.
2.3. Производят циркуляцию жидкости в скважине не менее двух циклов.
2.4. Приготавливают 0,5 м 3 цементного раствора плотностью 1,75 г/см 3 . Отбирают пробу приготовленного цементного раствора.
2.5. Закачивают нижний буфер 1,4 м 3 с мерника, цементный раствор, контролируя объем выходящей жидкости по мернику второго агрегата. Снова переключают забор жидкости на мерник агрегата и производят закачку второго буфера 0,3 м 3 .
2.6. Закачивают расчетное количество продавочной жидкости вторым агрегатом ЦА-320 -3,3 м 3 , к данному объему прибавляют объем задавочной линии - 0,3 м 3 .
2.7 Останавливают закачку продавочной жидкости. Открывают кран на нагнетательной линии агрегата для уравновешивания уровней жидкости в затрубном и трубном пространстве. После переливания жидкости открывают превентор и производят подъем HKT до 1100 м. Сбрасывают в HKT шар d = 55 мм для перекрытия центрального отверстия, прокачивают в HKT 0,5 м 3 продавочной жидкости при Q = 2-3 л/с для вымыва остатков цементного раствора из устройства.
2.8. Пробу приготовленного цементного раствора помещают в теплое место с температурой 34-35 o C (пластовая температура). Определяют окончание срока схватывания цементного раствора 6,5 часа.
2.9. Допускают НКТ до глубины 1180 м. Подключают ЦА-320 к трубному пространству и размывают излишки цементного раствора с одновременным спуском НКТ со скоростью V < 0,5 м/мин до глубины 1219,7 м. Обеспечивают расход Q 7 л/с или расход, при котором давление на устье скважины составит 4,0 - 4,5 МПа. Прорабатывают интервал 1180- 12197 м при том же расходе промывочной жидкости, V < 0,5 м/мин. Промывают скважину после размыва и проработки интервала не менее двух циклов.
2.10. После чего определяют интервал нахождения кровли цементного моста.
Исследования результатов проведенных работ показали, что кровля цементного моста находится на глубине 1219,9 м, а время проведения работ составило 12,5 часа.
В отличие от обычной технологии предлагаемый способ предупреждает поглощение скважиной цементного раствора при удалении его излишков, сокращает количество спуско-подъемных операций НКТ, что позволяет сократить время проведения работы в четыре и более раза.
Кроме того, при использовании предлагаемого способа снижаются материально-технические затраты на одну скважино-операцию. Использование специального устройства для удаления излишков цементного раствора позволяет повысить точность установки кровли моста.
Источники информации
1. Мищевич В.И. и др. Справочник инженера по бурению. М.: Недра, 1973, с. 398.
Мищевич В. И. и др. Справочник инженера по бурению. М.: Недра, 1973, с. 399.
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Срезку цементного моста и промывку скважины производят либо цементировочным агрегатом, либо буровыми насосами прямой циркуляцией до полного вымывания излишков тампонажного раствора из кольцевого пространства в течение времени, предусмотренного планом работ. [31]
Установка цементного моста с предварительным формированием баритовой пробки при проявлении в скважине не нарушает работ в скважине и не требует дополнительной техники. Используемое технологическое оборудование и материалы обеспечивают нормальное проведение процесса создания баритовой пробки, который технологичен, не вызывает затруднений, осложнений и больших затрат времени. [32]
Качество цементного моста , установленного в последней промежуточной колонне, проверяют гидравлической о прессе в кой и снижением уровня жидкости с учетом прочностного состояния колонны. [33]
Прочность цементного моста проверяют путем создания осевой нагрузки. [34]
Протяженность цементного моста для забуривания нового ствола подбирается с учетом его необходимой прочности и длины Я, в верхней части и надежной изоляции старого ствола - в нижней. [35]
Качество цементного моста , установленного в последней технической колонне, проверяется гидравлической опрессовкой и снижением уровня жидкости с учетом прочностного состояния колонны. [36]
Установку цементного моста без давления ( заливка) осуществляют по следующей технологической схеме: в скважину спускают насосно-компрессорные или бурильные трубы до нижних перфорационных отверстий; восстанавливают циркуляцию и при наличии в скважине глинистого раствора выравнивают его плотность по всему объему; при открытом затрубном пространстве в трубы закачивают разделительную пробку - 0 2 - 0 5 м3 воды, затем цементный раствор, снова некоторый объем воды и продавочную жидкость. Объем последней выбирается так, чтобы цементный раствор в НКТ и затрубном пространстве имел одинаковую высоту ( равновесное состояние); затем трубы приподнимают на расчетную высоту и осуществляют обратную промывку. Этой промывкой должен быть удален лишний цементный раствор. Если расстояние между испытанным и подлежащим испытанию горизонтами большое, лишний цементный раствор не вымывают. Приподнимают трубы еще на 100 - 150 м и оставляют скважину в покое на ОЗЦ. Спускают трубы до начала цементного стакана и проверяют его прочность, герметичность определяют путем создания избыточного давления и снижением давления. [37]
Высота цементного моста должна быть на 20 м ниже подошвы и на столько же выше кровли каждого такого горизонта. [38]
Установка цементных мостов в ликвидируемых и консервируемых скважинах и их испытание должны проводиться в соответствии с планом работ. [39]
Установку цементных мостов с обеспечением герметичности ( разобщения) и прочности выполнить в горизонтальном стволе весьма сложно. На начальном этапе данный вопрос может быть решен при помощи установки спецпакеров или взрывпакеров. [40]
Установка цементного моста в открытом стволе скважины производится при необходимости испытания объекта, значительно удаленного от забоя скважины на 100 - 200 м и более), если отсутствует оборудование, позволяющее осуществлять селективное испытание на любом расстоянии от забоя скважины. [41]
Установка цементного моста и технология за-буривания нового ствола в интервале вырезанного участка подобны этим работам в открытом стволе. [42]
К цементным мостам предъявляются определенные требования по долговечности, герметичности, прочности, несущей способности, а также высоте и глубине расположения. Эти требования обусловлены конкретными геолого-техническими условиями и назначением моста. [43]
К цементным мостам предъявляются жесткие требования к герметичности, прочности, несущей способности и долговечности, а также к точности их установки в стволе скважины. Жесткость требований обусловлена тем, что на мосты могут действовать давления до 85 МПа, осевые нагрузки до 2100 кН, обусловливающие натяжения сдвига на 1 м моста до 2 8 МПа, например при опробовании пласта пластоиспытателем. [44]
Повторно проверить цементный мост на прочность разгрузкой инструмента. [45]
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Цементные мосты устанавливаются с целью получения в скважине устойчивого водогазонефтенепроницаемого цементного стакана определенной прочности для перехода на вышележащий объект, забурива-ния нового ствола, ликвидации поглощений, укрепления неустойчивой кавернозной части скважины, испытания горизонта, капитального ремонта, консервации или ликвидации скважины. [1]
Цементный мост встретили на глубине 3750 м и разбурили до 3883 м, ниже инструмент пошел свободно. Таким образом, с помощью потайной колонны и применения цементирования методом снижения давления на поглощающий пласт успешно произвели разобщение нижнемайкопских и верхнемеловых отложений. [2]
Цементные мосты , устанавливаемые в кавернозной части ствола, как правило, бывают плохого качества. Это отчетливо обнаруживается при забуривании вторых стволов, когда из-за недостаточной прочности и немонолитности камня мосты легко разрушаются. [3]
Цементные мосты устанавливают с целью перехода на вышележащий пласт, для ухода в сторону в случае невозможности извлечения аварийного инструмента, при ликвидации скважины и т.п. В каждом случае предъявляются определенные требования к мостам, к качеству цементного камня моста по прочности, проницаемости. При движении по бурильной колонне и стволу скважины тампонажный раствор смешивается с жидкостями, следующими перед к после пего, что отрицательно влияет на свойства образующегося цементного камня и жидкостей. [4]
Цементные мосты устанавливают с целью получения в скважине устойчивого водогазонефтенепроницаемого цементного стакана определенной прочности для перехода на вышележащий объект, забуривания нового ствола, ликвидации проявлений и поглощений, укрепления неустойчивой кавернозной части ствола, консервации или ликвидации скважины. [5]
Цементные мосты должны быть прочными. [6]
Цементный мост установили в интервале 3967 - 3700 м, использовав тампонажный раствор на основе ШПЦС-120 ( статическая температура в интервале установки моста составляла 157 С), обработанный 0 6 % КССБ и 0 3 % хромпика. На глубине 3700 м срезали кровлю моста и частично вымыли цементный раствор. [7]
Цементный мост ( рис. 24) предназначен для разделения внутренней полости колонны на нижнюю и верхнюю части и удержания давления воздуха в нижней части колонны. При спуске колонны на элеваторах вместо проушин и секторов к отрезку трубы 2 приваривают опорные кольца. На внутренней поверхности трубы / и наружной трубы 4 делают наплавки 6 электродом или приваривают кольца для лучшего сцепления цементного камня с металлом. Площадь наплавок и высоту цементного камня рассчитывают в зависимости от нагрузки на мост и прочности цементного камня в возрасте 7 сут. Цементный раствор ( бетон) заливают при температуре не ниже 10 С не менее чем за 15 сут до спуска колонны. [9]
Цементный мост представляет собой цементный стакан в стволе высотой в несколько десятков метров, достаточной для создания надежной и непроницаемой изоляции. [10]
Цементные мосты устанавливают в процессе проведения буровых работ, например, если необходимо изменить направление скважины, а также при освоении скважин. Во время освоения скважин цементные мосты устанавливают для того, чтобы отделить пространство скважины, которое не имеет выхода на продуктивные пласты, исследовать новые верхние нефтегазовые горизонты, изолировать зоны водопроявлений и создать искусственные опоры для испытателей пластов на трубах. [11]
Цементные мосты под давлением могут выполняться по нескольким технологическим схемам. При осуществлении одной из них проводят следующие работы: спускают в скважину НКТ в интервал перфорации и промывают скважину; при открытом затрубном пространстве в ПКТ закачивают воду, цементный раствор, снова воду и продавочную жидкость в объеме, обеспечивающем поднятие цементного раствора в затрубном пространстве до расчетной высоты цементного стакана. Закрывают затрубное пространство и задавливают в пласт цементный раствор, оставляя часть его в трубах; приподнимают трубы на 50 - 100 м, делают обратную промывку; закрывают трубы, создают в скважине некоторое избыточное давление; ожидают затвердение цемента. [12]
Цементные мосты должны быть достаточно прочными. Практика работ показывает, что если при испытании на прочность мост не разрушается при создании на него удельной осевой нагрузки 3 0 - 6 0 МПа и одновременной промывки, то его прочностные свойства удовлетворяют условиям как забурива-ния нового ствола, так и нагружения от веса колонны труб или испытателя пластов. [13]
Испытать цементный мост на герметичность согласно ЕТП. [14]
Когда цементный мост как инженерное сооружение испытывает действие очень больших вертикальных нагрузок, он должен обладать высокой несущей способностью, которая зависит от прочности цементного камня и характера его контакта с горными породами или с трубами. Наибольшее сопротивление цементного моста сдвигу возможно в тех случаях, когда между соприкасающимися материалами возникает физико-химическое сцепление, обусловленное созданием промежуточного кристаллического слоя. [15]
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Выработка желоба методом сверху вниз аналогична первому. Начинается выработка желоба на 8 - 12м выше цементного моста. Фрезерование осуществляется из одной точки, каждый раз длина предыдущего фрезерования вниз удваивается. [1]
Выработка желоба считается нормальной, если уступ равен или больше половины диаметра долота. Очень важно строго выдерживать заданный режим забурива-ния. Ни в коем случае нельзя проверять образование уступа путем увеличения нагрузки, так как при этом срезается образовавшийся уступ. [2]
В процессе СПО и выработки желоба увеличивается угол входа / в желоб. [3]
Чем больше выположенность желоба и интенсивность искривления, тем под все возрастающим, по мере выработки желоба , углом ij / вклинивается компоновка низа бурильной колонны в него. Так как выположенность или глубина желоба зависят от работы, которую бурильная колонна выполняет своими замками, то по мере увеличения числа СПО и, следовательно, работы происходят усиливающиеся и учащающиеся заклинивания вследствие увеличения угла /, который можно назвать углом входа компоновки бурильной колонны в желоб. [4]
После ориентирования отклоняющей компоновки в скважине, присоединения ведущей трубы и стопорения ротора восстанавливают циркуляцию и производят выработку желоба . [5]
В то же время не учитывают, что сила заклинивания в желобе в значительной степени зависит от скорости движения колонны труб, а затяжки и посадки усиливаются по мере увеличения количества СПО и, следовательно, по мере выработки желоба . [6]
Выработка желоба методом сверху вниз аналогична первому. Начинается выработка желоба на 8 - 12м выше цементного моста. Фрезерование осуществляется из одной точки, каждый раз длина предыдущего фрезерования вниз удваивается. [7]
Ориентирование отклоняющей компоновки в скважине с помощью инклинометра производится при полностью спущенной до забоя бурильной колонне и осуществляется согласно требованиям отраслевой Инструкции по бурению наклонно-направленных скважин. При выработке желоба наращивание не производится. [8]
Глубокие и длинные желоба наблюдаются в основном в мягких породах: аргиллитах и глинах большой мощности. Это объясняется тем, что для выработки желоба в твердой породе требуется проведение большого числа СПО, а улучшение качества буровой техники приводи. В мягких пропластках небольшой мощности преобладают процессы обвалообразования над желобо-образованием и твердые пропластки служат как бы опорами, препятствующими возникновению желобов между ними. Основное внимание уделяется образованию желобов и связанных с ними осложнений именно в мягких пластах значительной мощности, что характерно для современного бурения. [9]
При зарезке наклонного ствола на вертикальном участке упругая отклоняющая сила на долоте максимальна. Поэтому при движении инструмента с работающим двигателем до забоя возможна выработка желоба и образование уступа не месте прежнего забоя. Максимальная интенсивность искривления в начале интервала набора угла и наличие уступа могут привести в дальнейшем к посадкам при спуске прямых компоновок или кондуктора. С целью предупреждения осложнений рекомендуется промывку и проработку призабойной зоны осуществлять при открытом роторе или проворачивать инструмент ротором. После достижения забоя отклонитель ориентируют в заданном направлении, для чего метка О на переводнике квадрата должна совпадать с такой же меткой на роторе. [10]
Проведенный анализ причин многочисленных и тяжелых проработок, затяжек, посадок и прихватов в желобе показал, что наибольшее число искривлений допускается в самой верхней части разбуриваемого интервала после спуска обсадной колонны. В этом случае они наиболее опасны вследствие большой величины работы по выработке желоба до спуска следующей обсадной колонны. [12]
Кроме указанных причин, возникновению ошибок в оценке ситуации способствует то, что интенсивность проработок и заклиниваний в желобе возрастает во времени или пропорционально числу СПО. Возникновение обвалов также зависит от времени и числа СПО, поэтому усиление этих осложнений, связанное с выработкой желоба , воспринимается на поверхности как увеличение обвалообразования стенок скважины. При значительных энергиях удара и объемах выдолбленной и разрушенной горной породы при заклинивании могут возникать пробки из шлама. В результате этого может прекратиться циркуляция и резко повыситься давление на входе в скважину, что может восприниматься на поверхности как признак обвала стенок скважины. [13]
В интервалах интенсивного искривления скважины бурильные трубы, вырабатывающие своими замками желоб, спрямляют это искривление. Бурильные трубы обладают значительной гибкостью и имеют небольшой диаметр по сравнению с компоновкой низа бурильной колонны, поэтому полностью заходят в желоб при движении вверх или вниз, тогда как последняя вклинивается в желоб под углом / ( рис. V. В этом случае угол / определяется в основном искривлением скважины и глубиной выработки желоба . [14]
В настоящее время отсутствуют данные о величине коэффициента kr п, связывающего объем разрушенных при ударе горных пород с энергией удара. Нижняя оценка величины коэффициента kr для майкопских глин Северного Кавказа составляет 0 2 - 10 б м3 / Дж, а для сарматских глин того же региона kr п 0 05 10 - 6 м3 / Дж. Полученные оценки v / подставляются в эмпирическую зависимость, связывающую ее с суммарной работой по выработке желоба и прочностью породы. Поэтому некоторые смещения оценок v ( / могут быть компенсированы при получении коэффициентов этой эмпирической зависимости. [15]
Использование зарезных долот при строительстве нефтяных и газовых скважин
Нефть и газ добывают, пользуясь скважинами, основными процессами строительства которых являются бурение и крепление. Необходимо осуществлять качественное строительство скважин во все возрастающих объемах при кратном снижении сроков их проводки, а также при уменьшении трудо- и энергоемкости и капитальных затрат. Скважина создаётся последовательным разрушением горных пород и выносом их на поверхность. Начало скважины – устье, дно – забой. Бурение бывает сплошным забоем и с отбором керна. Назначение скважин может быть различным: Опорная скважина – для изучения геологического строения региона или крупных районов.
Параметрическая скважина – для изучения глубинного геологического строения и в сравнительной оценке перспектив нефтегазоносности возможных зон нефтегазонаполнения, выявления наиболее перспективных районов для детальногеологических работ.
Структурная скважина – для выявления и подготовки поисково-разведочного бурения перспективных площадей; по полученным данным определяют залегание пластов данной площади. Поисковые скважины – бурят на площадях, подготовленных геолого-поисковыми работами с целью выявления нефтегазоносности.
Разведочные скважины – бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью для окультуривания месторождения. Эксплуатационные скважины – бурят для разработки и эксплуатации залежи нефти и газа.
Специальные скважины – бурят для сброса промысловых вод, ликвидаций открытых фонтанов, разведки и добычи технической воды.
Цикл сооружения нефтяных и газовых скважин до сдачи их в эксплуатацию состоит из следующих последовательных звеньев:
- проходка ствола скважины, осуществление которой возможно только при выполнении параллельно протекающих работ двух видов – углубление забоя посредством локального разрушения горной породы и очистка ствола от разрушенной (выбуренной) породы;
- разобщение пластов, состоящее из последовательных работ двух видов – закрепление стенок ствола обсадными трубами, соединенными в обсадную колонну, и герметизация (цементирование, тампонирование) заколонного пространства;
- освоение скважины как эксплуатационного объекта.
Распространенные способы вращательного бурения – роторное, турбинное и бурение электробуром – предполагают вращение разрушающего породу рабочего инструмента – долота. Разрушенная порода удаляется из скважины закачиваемым в колонну труб и выходящим через заколонное пространство буровым раствором, пеной или газом.
Породоразрушающий инструмент предназначен для разрушения горной породы на забое при бурении скважины. По принципу разрушения породы породоразрушающий инструмент подразделяется на 3 группы:
1. Режуще-скалывающего действия – применяется для разбуривания вязких, пластичных и малоабразивных пород небольшой твердости;
2. Дробяще-скалывающего действия – применяется для разбуривания неабразивных и абразивных пород средней твердости, твердых, крепких и очень крепких;
3. Истирающе-режущего действия – применяется для бурения в породах средней твердости, а также при чередовании высокопластичных маловязких пород с породами средней твердости и даже твердыми [1].
По назначению породоразрушающий инструмент подразделяется:
- для бурения сплошным забоем (без отбора керна) – буровые долота;
- для бурения по кольцевому забою (с отбором керна) – буровой головки;
- для специальных работ в пробуренной скважине (выравнивание и расширение ствола) и в обсадной колонне (разбуривание цементного камня и т.д.).
По конструктивному исполнению породоразрушающий инструмент делится на три группы: лопастной, шарошечный, секторный.
По материалу породоразрушающих элементов породоразрушающий инструмент делится на четыре группы:
1. Со стальным вооружением;
2. С твердосплавным вооружением;
3. С алмазным вооружением;
4. С алмазно-твердосплавным вооружением.
Наибольшее распространение в практике бурения нефтяных и газовых скважин получили шарошечные долота дробяще-скалывающего действия с твердосплавным или стальным вооружением.
Описание технологии зарезных PDC долот
Зарезные долота оснащенные алмазными поликристаллическими резцами (Polycrystalline Diamond Compact, PDC) позволяют произвести гарантированную срезку в открытом стволе скважины независимо от качества цементного моста.
Цель технологии:
- снижение риска брака при зарезке в открытом стволе;
- сокращение времени строительства за счёт исключения наращивания моста и повторной срезки;
Преимущества технологии
Срезка за один рейс без использования шарошечного долота.
Недостатки технологии
Зарезные долота не используются для бурения, необходимо дополнительная спускоподъёмная операция для смены долота после срезки.
Применение
Зарезка второго ствола скважины после ликвидации пилотного ствола или аварийного участка. Потенциальный эффект:
- срезка в независимости от качества цементного моста;
- сокращение времени строительства скважин.
Результат применения при срезке при реконструкции скважин в ООО «РН-Пурнефтегаз» получен отличный результат на долоте 123,8 мм. При невысокой скорости в сочетании с винтовым забойным двигателем показывает хорошую управляемость при срезке и наработке желоба.
Рекомендации
Рекомендуется срезка в режиме «Time Drilling».
Источники информации:
1. Бухаленко Е. И., Абдуллаев Ю. Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования. М., Недра, 1974. 400с
2. А.П. Пронкин, С.С. Хворостовский. Прогнозирование направлений развития разведочного бурения на шельфе М: ООО «НедраБизнесцентр», 1999. – 300с.
Читайте также: