image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 5 2017

Строительство, эксплуатация и ремонт скважин

01.05.2017 10:00 Совершенствование элементов технологической оснастки обсадных колонн и опыт их применения при цементировании скважин
На сегодняшний день, несмотря на совершенствование технологий строительства, достаточно велик процент скважин с некачественным креплением. В большинстве своем применяются традиционные способы вскрытия пластов – на буровом растворе. При этом используемые при цементировании материалы загрязняют призабойную зону и ухудшают приток жидкости. Крепление и цементирование скважин – заключительная и самая ответственная операция при строительстве, предусматривающая решение целого ряда технических задач, сложность решения которых заключается в отсутствии эффективной и надежной технологической оснастки. После проведения анализа существующего оборудования отечественного и импортного производства были усовершенствованы некоторые имеющиеся и разработаны новые технические средства для проведения цементирования. В ходе исследования усовершенствован обратный клапан для цементирования, что позволило использовать его не только в вертикальных, но и в наклонных скважинах. Разработано два типа новых центраторов: один – для установки на муфте обсадной колонны, позволяющий добиться высокой степени замещения бурового раствора цементным, второй – для труб различного диаметра, подвергающихся вращению при цементировании. Для ступенчатого цементирования разработано три вида конструкции гидромеханических устройств, исключающих применение в качестве управляющего элемента падающей пробки. Осуществлена разработка нескольких видов разъединительных устройств резьбового и безрезьбового типов.
Ключевые слова: заканчивание скважин, цементирование скважин, обсадная колонна, технологическая оснастка, обратный клапан, хвостовик, центратор, разъединительное устройство.
Ссылка для цитирования: Нижник А.Е., Кунина П.С., Величко Е.И., Музыкантова А.В., Иноземцев Д.А. Совершенствование элементов технологической оснастки обсадных колонн и опыт их применения при цементировании скважин // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 5. С. 64–68.
Открыть PDF


Анализ промыслового материала, а также работ, посвященных качеству строительства скважин, показывает, что до настоящего времени, несмотря на совершенствование техники и технологии строительства, еще велик процент скважин с некачественным креплением. Большинство скважин бурятся и заканчиваются традиционным способом. Вскрытие продуктивных пластов, как правило, осуществляется на буровом растворе, используемом при бурении основного ствола, а при цементировании применяются тампонажные материалы и химические реагенты, удовлетворяющие горно-геологическим условиям разреза, которые в большинстве случаев загрязняют призабойную зону пласта (ПЗП), тем самым ухудшая его коллекторские свойства. Основными видами осложнений являются заколонные проявления и межпластовые перетоки, свидетельствующие о негерметичности зацементированного заколонного пространства, а также загрязнение продуктивных пластов жидкой и твердой фазами буровых и цементных растворов.

Как известно, крепление и цементирование являются заключительной и самой ответственной операцией в цикле строительства скважины. Заканчивание скважин может осуществляться с использованием конструкции закрытого забоя, открытого забоя, а также со спуском цементируемого с последующей перфорацией хвостовика или нецементируемого хвостовика-фильтра.

1_1_9.png

При креплении скважины одной из основных проблем являются подготовка ствола к спуску и спуск обсадной колонны, исключающий гидроразрыв пласта и последующее поглощение бурового и цементного растворов. При заканчивании скважины закрытым забоем помимо этого необходимо решить еще целый ряд технических задач, в числе которых:

• подготовка ствола под цементирование;

• определение типа, количества и места установки технологической оснастки (обратные цементировочные клапаны, центраторы, пакеры, муфты ступенчатого цементирования и др.);

• выбор типа и количества буферной жидкости;

• выбор типа и количества тампонажного раствора;

• расчет режимов цементирования.

1_1.png

Сложность качественного цементирования хвостовиков заключается в малых кольцевых зазорах, больших углах наклона скважины, а также в отсутствии эффективной и надежной технологической оснастки (центрирующих устройств нужного размера, надежных обратных клапанов, эффективных фильтров, а главное, простых и надежных устройств, предназначенных для спуска и цементирования хвостовиков для различных условий скважин). Осложнения, а порой и аварии при спуске и цементировании хвостовиков на оборудовании различных производителей, побудили нас уделить этому вопросу пристальное внимание.

Проанализировав существующее оборудование как отечественного, так и импортного производства, мы усовершенствовали некоторые существующие и разработали новые технические средства, которые прошли промысловые испытания, показали высокую надежность и успешно применяются на предприятиях нефтегазового комплекса.

1_1_1.png

Как показывает анализ, одной из причин низкого качества крепления обсадных колонн является негерметичность обратного клапана. В настоящее время практически повсеместно в качестве обратного клапана используются клапаны ЦКОДМ, разработанные институтом «ВНИИКРнефть» и выпускаемые различными производителями.

В качестве примера на рис. 1 и 2 приведены результаты цементирования скважин на месторождениях Нефтеюганского региона с использованием обратных клапанов этой конструкции.

1_1_2.png

Однако практика показывает, что клапаны такой конструкции надежно работают в вертикальных или с небольшим углом наклона скважинах. При углах наклона более 20° их надежность резко снижается. В качестве примера можно привести состояние крепления скважин на месторождениях, разрабатываемых ООО «РН-Юганскнефтегаз», где нами проанализирована причина низкого качества крепления некоторых скважин.

Будучи расположенным наклонно относительно оси скважины, шаровой затвор обратного клапана находится в верхнем или нижнем положении в полости между эластичной мембраной и перфорированным диском в зависимости от его веса и плотности тампонажного раствора. Восходящий поток цементного раствора омывает шаровой затвор и не закрывает отверстие мембраны.

В целях исключения этих негативных последствий при цементировании нами усовершенствован серийно выпускаемый обратный клапан ЦКОДМ. Поставленная задача достигается за счет того, что исключается повреждение шара. Кроме того, клапан содержит ловитель шарового затвора специальной конструкции, не оказывающий дополнительного сопротивления потоку бурового и цементного растворов. На рис. 3
показана схема конструкции данного клапана. Предложенная конструкция прошла промысловые испытания в Нефтеюганском и Ноябрьском регионах и показала высокую эффективность.

На качество цементирования скважин большое влияние оказывает расположение обсадной колонны в скважине. Для центрирования обсадных колонн, особенно хвостовиков в узких кольцевых зазорах, нами разработано два типа центраторов. Конструкция одного из них позволяет устанавливать центратор на муфте обсадной трубы, повышая тем самым центрирование колонны и, как следствие, обеспечивая высокую степень замещения бурового раствора цементным в процессе продавки.

1_1_3.png

Другой тип жестких центраторов (рис. 4) для труб различного диаметра предназначен для оснащения обсадных колонн, подвергающихся вращению при цементировании. Обсадная колонна при вращении перемещается по сечению ствола скважины в радиальном направлении, чем обеспечивается более полное замещение бурового раствора цементным и, как следствие, более высокое качество цементирования.

Для ступенчатого цементирования скважин с углом наклона более 20° разработаны три вида конструкции гидромеханических устройств (УГЦС), исключающих применение в качестве управляющего элемента падающей пробки. В этих устройствах использован принцип гидравлического срабатывания в момент окончания цементирования первой ступени и получения давления «стоп». Основными элементами этих конструкций в одном случае является поршневая система гидравлического привода, расположенная снаружи корпуса устройства (рис. 5), а в другом – дифференциальная втулка, расположенная внутри корпуса и служащая для открытия и закрытия цементировочных отверстий. Конструкция этих устройств позволяет использовать специальные продавочные пробки, исключающие их разбуривание.

Как уже было сказано, основным элементом технологической оснастки для спуска хвостовиков является разъединительное устройство. Существуют два основных типа разъединительных устройств – резьбовые и безрезьбовые. Для спуска и цементирования коротких и легких хвостовиков используются преимущественно безрезьбовые разъединительные устройства, а для тяжелых хвостовиков и потайных колонн применяются как резьбовые, так и безрезьбовые устройства. В целях повышения надежности и технологических возможностей нами разработано несколько видов разъединительных устройств как резьбового, так и безрезьбового типа, успешно прошедших испытания на различных нефтегазовых месторождениях.

Отличительной особенностью конструкции устройства для спуска и цементирования хвостовика является то, что оно может быть укомплектовано оборудованием для клиновой подвески и герметизации затрубного пространства, а хвостовик может быть спущен с опорой на забой, подвешен на цементном камне или на клиньях. Циркуляционные отверстия перекрыты по наружной поверхности ниппеля внутренней поверхностью корпуса и выполнены выше левой резьбы, длина которой достаточна для частичного выворачивания ниппеля с открытием циркуляционных отверстий и удержания хвостовика в подвешенном состоянии. При этом корпус выполнен с жестким центратором, а в зоне размещения полой подвесной разделительной пробки в корпусе сделаны отверстия с заглушками. На корпусе в зоне отверстий со снятыми заглушками может быть установлен цилиндр, образующий с наружной поверхностью корпуса кольцевое пространство, в котором выше отверстий на срезных штифтах закреплен кольцевой гидравлический поршень, соединенный с клиновыми элементами подвески. Ниже отверстий на срезных штифтах закреплен другой кольцевой гидравлический поршень, взаимодействующий с эластичными элементами пакера.

Проведенные исследования, усовершенствование и создание новых элементов технологической оснастки позволили повысить качество цементирования и заканчивания нефтяных и газовых скважин, а также способствовали повышению отказоустойчивости и надежности оборудования, используемого в различных геолого-технических условиях.



← Назад к списку


im - научные статьи.