авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 4 | 5 || 7 |

Совершенствование технологических процессов и технических средств при заканчивании скважин

-- [ Страница 6 ] --

*- образцы растрескались.

Четвертая глава посвящена разработке и совершенствованию элементов технологической оснастки обсадных колонн.

В настоящее время при спуске и цементировании обсадных колонн практически повсеместно используются клапаны ЦКОДМ. Практика показывает, что клапаны такой конструкции надежно работают только в вертикальных или с небольшим углом наклона скважинах, а при углах наклона более 20 их надежность резко снижается. Недостатком клапана для горизонтальных скважин КОДГ является опасность заклинивания шара в ловителе - патрубке твердыми частицами, находящимися в буровом или тампонажном растворе, а также увеличенное гидравлическое сопротивление из-за турбулентности потока в зоне ловителя и вероятность повреждения шара эрозионным размывом потоком бурового и тампонажного растворов.

Усовершенствованный нами серийно выпускаемый клапан ЦКОДМ (рис. 3) отличается специальной конструкцией ловителя шара, выполненного в виде ряда цилиндрических стоек, установленных в ограничителе по окружности с радиусом, равным радиусу шара. Поток бурового и цементного растворов беспрепятственно обтекает шар, не оказывая никакого дополнительного сопротивления.

Высокая степень замещения бурового раствора цементным может быть достигнута только при концентричном расположении обсадной колонны в стволе скважины. Для достижения качественного цементирования обсадных колонн, особенно хвостовиков в узких кольцевых зазорах, нами разработаны центратор - турбулизатор и 2 типа жестких центраторов.

Для центри­­рования обсадных колонн при вращении нами разработан и защищен патентом РФ жесткий центратор (рис.4), отличающийся от существующих тем, что обсадная колонна, оснащенная такими центраторами, 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. Центратор при этом оста­ет­ся неподвижным, что исключает его поломку.

Для цементирования обсадных колонн с вращением автором разрботана цементировочная головка (рис.5), позволяющая производить

цементирование обсадных колонн как с вращением, оставаясь при этом неподвижной, так и без вращения, но с удобной ориентацией нагнетательных линий цементировочных агрегатов. Вращение обсадной колонны осуществляется ротором буровой установки.

По своему функциональному назначению вращающаяся цементировочная головка ничем не отличается от обычной головки, а наличие специального блокирующего устройства, исключающего вращение, позволяет использовать ее при обычном цементировании.

Высокая эффективность цементирования обсадных колонн с вращением может быть достигнута только при совместном использовании вращающейся це Рис.5. Цементировочная головка ментировочной головки и специальных

вращающаяся жестких центраторов, рассмотренных

выше.

Для ступенчатого цементирования скважин с углом наклона более 20° разработано три вида конструкции гидромеханических устройств (УГЦС), исключающих применение в качестве управляющего элемента падающей пробки – бомбы. 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. 6), 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. Конструкция этих устройств позволяет использовать специ­альные продавочные пробки, исключа­ющие их разбуривание.

Практика показывает, что в некоторых случаях при строительстве скважин или забуривании боковых стволов предусматривается спуск и цементирование потайной колонны или хвостовика.

На практике для этих целей применяется множество различных устройств, но из-за несовершенства конструкции и низкой надежности иногда происходят серьезные осложнения вплоть до ликвидации скважины.

Типовые устройства для спуска и цементирования обсадной колонны с подвеской на цементном камне выполнены таким образом, что после получения давления “ стоп” в колонну заливочных труб сбрасывается управляющий шар. Спустя определенное время, необходимое для посадки шара на седло запорной втулки, в колонне создается избыточное давление, открываются циркуляционные отверстия разъединителя, восстанавливается циркуляция, и излишки цементного раствора вымываются из скважины. По окончании ОЗЦ колонна заливочных труб вращением инструмента отворачивается от корпуса разъединителя. Основным недостатком такой конструкции является опасность недохода управляющего шара до запорной втулки за время начала загустевания цементного раствора и, как следствие, прихват заливочной колонны.

В случае спуска и цементирования потайной колонны или хвостовика с большим углом наклона ствола, когда есть опасность недохода шара до разъединителя, открытие промывочных отверстий проводят с помощью специальной управляющей пробки, которая пускается после закачки строго расчетного объема продавочной жидкости, находящейся между продавочной пробкой и специальной управляющей пробкой.

Объем жидкости должен быть равен или немного меньше объема потайной колонны или хвостовика. Такая технология также сопряжена с определенными сложностями, связанными с точным расчетом объема продавочной жидкости между управляющей и продавочной пробками. При этом не исключена опасность того, что в колонне обсадных труб может быть оставлен цементный стакан или невозможность открытия циркуляционных отверстий разъединителя.

Из существующих типов разъединительных устройств наиболее надежными, на наш взгляд, являются разъединители резьбового типа. Автором разработано несколько типов простых и надежных универсальных устройств комбинированного действия, отличающихся от существующих

тем, что позволяют спуск потайной колонны или хвостовика в скважину осуществлять как обычным способом, так и с вращением. Обсадные ко лонны могут быть подвешены на клиньях, на цементном камне с дополнительной герметизацией межколонного пространства или оставлены опертыми на забой. В конструкции разъединителя предусмотрено резьбовое и безрезьбовое взаимодействие колонны обсадных труб с транспортировочной колонной, позволяющее спуск и цементирование обсадной колонны производить не только с вращением, но и продольным расхаживанием. Во всех случаях при цементировании после получения сигнала «стоп» при создании заданного избыточного давления или частичной разгрузке на забой открываются циркуляционные отверстия выше «головы» хвостовика и излишки цементного раствора вымываются из скважины. Обсадная колонна при этом может быть приподнята над забоем и удерживаться на бурильных трубах до полного схватывания цемента.

 Комбинированное разъединительное устройство. Удержание обсадных труб в-21

Рис. 8. Комбинированное разъединительное устройство.

Удержание обсадных труб в подвешенном состоянии обеспечивается конструктивными особенностями разъединительного устройства. После схватывания цемента окончательно производится отворот заливочных труб и последние совместно с ниппелем разъединителя поднимаются на поверхность, а потайная колонна или хвостовик остаются подвешенными на цементном камне или опертыми о забой. При таком способе подвески обсадных труб клиновая подвеска не используется. При осложненных условиях в скважине для исключения возможного прихвата колонны бурильных труб остающимся в скважине цементным раствором и герметизации межтрубного пространства используется устройство в сборе с клиновой подвеской и пакером.

Пятая глава посвящена разработке и совершенствованию технических средств и технологии, направленных на сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта.

Правильный выбор конструкции забоя является одним из элементов технологии, направленной на повышение качества заканчивания скважин, конкретный вид которой определяется устойчивостью породы, свойствами коллектора и условиями залегания продуктивного пласта

Теоретическими исследованиями доказано и подтверждено многочисленными практическими результатами, что при прочих равных условиях эксплуатации наиболее оптимальными являются скважины с открытым забоем. Однако создание и применение такой конструкции забоя связано с определенными условиями залегания продуктивных пластов, способами их эксплуатации и наличием технических средств. Границей применения конструкций забоя данного типа является отсутствие или наличие близкорасположенных напорных горизонтов или газовой шапки у кровли пласта.

Анализ промысловых и экспериментальных данных показал, что высокое качества крепления скважины и максимальное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта при цементировании может быть достигнуто применением специальной заколонной технологической оснастки – муфт ступенчатого цементирования, заколонных пакеров, специальных устройств, исключающих контакт цементного раствора с пластом, цементных растворов с низкой фильтратоотдачей.

Технология заканчивания скважины конструкцией забоя открытого типа может быть следующей:

-скважина бурится до кровли продуктивного пласта. Спускается и цементируется обсадная колонна. Вскрытие продуктивного горизонта осуществляется на буровом растворе, максимально отвечающем геологическим условиям бурения продуктивных пластов. Далее ствол скважины может оставаться открытым или обсаживаться нецементируемым фильтром;

-скважина бурится до проектной отметки, оборудуется обсадной колонной или готовым фильтром, цементируется выше кровли, а в зоне продуктивного пласта колонна перфорируется. Свойства бурового раствора в этом случае должны отвечать геологическим условиям не только продуктивного пласта, но и вышележащих пород ствола скважины.

На практике для крепления скважины открытым забоем существует множество различных технических средств, надежность и эффективность многих из которых не в полной мере отвечает поставленным целям.

Автором разработаны два типа устройств УКСОЗ (рис. 9 ), основными узлами которых являются пакерующие элементы – разделители потока и система гидравлического привода, размещенная на корпусе и в муфте устройства. Устройство УКСОЗ размещается в компоновке эксплуатационной колонны и устанавливается в кровле продуктивного пласта. Ниже устройства размещаются обсадные трубы или перфорированный фильтр.

Рис. 9. Устройство для крепления скважин открытым забоем УКСОЗ

1-корпус с циркуляционными отверстиями А;2-поршень с циркуляционными отверстиями Б; 3- муфта; 4-многослойный разобщающий элемент; 5- уплотнительное резиновое кольцо; 6- переводник; 7- стакан со стоп-кольцом; 8- седло; 9, 10 –срезные калибро ванные штифты; 11- управляющий элеменит (шар или пробка).

Исследованиями установлено, что в качестве пакерующего элемента возможно использование многослойного лепесткового взаимоперекрываю щегося металлического «зонтика», позволяющего надежно изолировать нижележащий продуктивный пласт от цементного раствора в скважинах с различным профилем и кавернозностью ствола в месте установки устройства, не превышающей кк <1,4. Нагрузка на «зонтик» вышележащего столба бурового и цементного раствора может составлять 10-12 МПа. С целью повышения надежности изоляции затрубного пространства была усовершенствована вышеприведенная конструкция устройства УКСОЗ, имеющая два пакерующих узла, расположенных на корпусе на расстоянии не менее 200 мм друг от друга, причем нижний узел не имеет циркуляционных отверстий и срабатывает первым при более низком давлении, перекрывая кольцевое пространство. При повышении давления срабатывает верхний пакерующий узел и возобновляется циркуляция. После окончания цементирования в затрубном пространстве между пакерующими элементами остается защемленным буровой раствор, дополнительно кольматирующий нижний пакерующий элемент («зонтик») и препятствующий проникновению фильтрата цементного раствора в продуктивный пласт.

Для селективного цементирования скважин с близкорасположенными и переслаивающимися водоносными горизонтами разработано устройство, исключающее контакт тампонажного раствора с продуктивным пластом (устройство УСЦС, рис.10), представляющее собой часть эксплуатационной колонны заданной длины, которая концентрично с зазором помещена в трубу большего диаметра.

 Схема компоновки и технология селективного цементирования А -промывка-22

Рис. 10. Схема компоновки и технология селективного цементирования

А -промывка скважины перед цементированием;

Б - процесс закачивания тампонажного раствора и продавка;

С - окончание процесса цементирования.

1-наружная труба, 2- пакерующие элементы, 3-заглушки перфорационных каналов,4-цементировочная муфта, 5-управляющий шар, 6- продавочная пробка

На концах наружной трубы расположены пакерующие элементы. Внутренняя полость эксплуатационной колонны соединена с внешней поверхностью наружной трубы временно заглушенными перфорационными каналами. Устройство УСЦС включается в компоновку эксплуатационной колонны в интервале залегания продуктивного пласта. В башмаке над обратным клапаном устанавливается цементировочная муфта (МЦ). Пакерующие элементы УСЦС аналогичны рассмотренным ранее пакерующим элементам устройства УКСОЗ, но направлены в противоположные стороны. Циркуляция бурового и тампонажного растворов происходит через перфорированные поршни пакерующих элементов и кольцевой зазор между эксплуатационной колонной и наружной трубой. Такая конструкция устройства УСЦС исключает контакт тампонажного раствора с продуктивным пластом.

Другим способом защиты продуктивного пласта является технология крепления, включающая использование устройств УГЦС и УКСОЗ, которые установлены в компоновке обсадной трубы в определенной последовательности и представляют собой комплекс устройств (УС и СЦС) для селективного и ступенчатого цементирования скважин.

Компоновка эксплуатационной колонны с использованием комплекса УС и СЦС включает: обратный клапан, выше, в зоне подошвы продуктивного пласта, устройство УГЦС или устройство УКСОЗ. В кровле продуктивного пласта устанавливается устройство УКСОЗ. В интервале продуктивного пласта устройства УГЦС и УКСОЗ соединены обсадной колонной или готовым фильтром с заглушенными перфорационными каналами.

Применение вышеописанного комплекса УС и СЦС позволяет успешно цементировать интервалы от забоя до подошвы и от кровли продуктивного пласта до заданной высоты, сводит до минимума репрессию и время контакта тампонажного раствора с продуктивным пластом.

В шестой главе приведены результаты практической реализации новых технико-технологических разработок при заканчивании скважин и их технико-экономическая эффективность.

Проведенные исследования позволили разработать технические средства, материалы, химические реагенты для их обработки и создать оптимальную технологию, повышающую качество крепления и заканчивания скважин и снижающую до минимума отрицательное воздействие технологических жидкостей на продуктивный пласт.

Впервые комплексная технология заканчивания скважин с использованием разработанных буровых и тампонажных растворов, отвечающих вышеперечисленным требованиям, а также применения устройства УКСОЗ была испытана на четырех скважинах Талинского месторождения бывшего объединения «Красноленинскнефтегаз». Фактический дебит этих скважин был на 10% выше потенциального, что послужило основанием для разработки и внедрения технологического регламента на комплексную технологию заканчивания скважин на данном месторождении. Впоследствии аналогичная технология с использованием технических средств (УКСОЗ, УГЦС и СЦС) была разработана и с успехом применялась на месторождениях ОАО НК «Роснефть» - «Пурнефтегаз», «Юганскнефтегаз», «Термнефть», «Томскнефть - ВНК» и др.

Заканчивание скважин открытым забоем с применением устройства УКСОЗ осуществлялось на месторождениях Западной Сибири, Ставрополья, Кубани, Белоруссии, Грузии, Вьетнама. В 2006 г на Мозырском ПХГ республики Беларусь по разработанной автором технологии с применением устройства УКСОЗ-245 было отремонтировано 8 газовых скважин с диаметром колонны 324 мм, спущенных в кровлю соленосных отложений. В результате длительной эксплуатации колонны потеряли герметичность, а в башмаке этих скважин образовались огромные полости, заполненные рассолом. В скважины до башмака предыдущей колонны спустили обсадные трубы диаметром 245 мм, оборудованные устройством УКСОЗ-245. После промывки скважины и распакеровки устройства УКСОЗ в межколонное пространство закачали тампонажный раствор с поднятием его до устья. По окончании ОЗЦ разбурили внутрискважинные элементы устройства (пробку, стоп-кольцо), обратного клапана и пустили скважину в эксплуатацию. Работы во всех скважинах проведены успешно без каких-либо осложнений. Всего с применением устройства УКСОЗ было успешно зацементировано около 60 эксплуатационных колонн диаметром от 114 до 245 мм.

В скважинах Приразломного и Угутского («Юганскнефтегаз») месторождений, где продуктивные пласты подстилались подошвенной водой, а в кровле пласта имелась газовая шапка, заканчивание скважин осуществляли способом селективного цементирования с применением устройства УСЦС (скв. № 6594 Приразломная) и устройства УС и СЦС (скв. № 6813 Приразломная и скв. № 203 Угут). Длина открытого ствола, зацементированного с помощью устройства УСЦС, составила 7м, а с помощью устройства УС и СЦС, соответственно - 47 и 20 м. Вскрытие временно закрытых магниевыми заглушками перфорационных каналов в устройстве УСЦС осуществлялось химическим способом -15 % - ным раствором соляной кислоты. В скважинах, законченных открытым забоем с применением устройства УС и СЦС, где продуктивные пласты были обсажены не перфорированными обсадными трубами, вторичное вскрытие проводилось кумулятивной перфорацией с плотностью 20 отв./п.м.

Продуктивность скважин, законченных с применением разработанных технологии и технических средств, оказалась в среднем на 10–15% выше продуктивности скважин, законченных по ранее существующей технологии.



Pages:     | 1 |   ...   | 4 | 5 || 7 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.