Конструкция и крепление наклонно-направленных скважин

Конструкция скважин должна обеспечивать выполнение следующих требований:

–доведение ствола до проектной глубины;

–осуществление рациональных способов вскрытия продуктивных горизонтов и эксплуатации скважин;

–предотвращение осложнений в процессе бурения и полное использование потенциальных возможностей технических средств и технологических процессов при строительстве и эксплуатации скважин;

–минимизация затрат как на строительство скважин, так и на сооружение необходимых дополнительных объектов в целом.

С точки зрения защиты экологии конструкция скважин должна обеспечивать:

–охрану поверхностных и грунтовых вод хозяйственно-питьевого назначения в процессе строительства и эксплуатации скважин;

–охрану недр путем надежного разобщения флюидосодержащих горизонтов друг от друга для предупреждения перетоков нефти, газа и минерализованных вод между пластами или их выхода на дневную поверхность.

Выбор конструкций скважин и проведение буровых работ производится в соответствии с ПБ 08-624-03 «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [41].

Исходя из опыта бурения поисково-разведочных и эксплуатационных скважин, на основании стратиграфического разреза и литологического состава пород рекомендуется конструкция скважин, представленная в таблице 10.1.

Таблица 10.1 – Конструкция наклонно-направленной скважины

Наименование обсадной колонны	Условный диаметр колонны, мм	Диаметр долота, мм	Глубина спуска колонны по стволу, м	Обсадные трубы	Высота подъема цемента за обсадной колонной, м	Назначение обсадной колонны
Тип резьбы	Диаметр, мм	Марка стали	Толщина стенки, мм
Направление		393,7	0 – 30…120	НОРМКБ	323,9	Д	9,5	до устья	предохранение устья и аллювиальных отложений четвертичной системы от размыва
Кондуктор		295,3	0 – 600	ОТТМ	244,5	Д	8,9	до устья	перекрытие зон интенсивных поглощения промывочных жидкостей, осыпей, обвалов и прихватов бурильных колонн и разобщения пресных и минерализованных водоносных горизонтов
Эксплуатационная		215,9	0 – проектная глубина	ОТТМ, ОТТГ	146,1	Д	7,7	до устья	изоляция проницаемых, флюидосодержащих и неустойчивых горизонтов и добыча нефти

Примечание: в случае несовместимости условий бурения по геологическим причинам (повышение или понижение пластового давления) по согласованию с Заказчиком возможен спуск 102 мм хвостовика в интервале продуктивных пластов

Предлагаемый вариант 3-колонной конструкции обеспечивает выполнение следующих требований: экономичность, минимальная металлоемкость, недопущение геологических осложнений, увеличение коммерческих скоростей бурения. Она включает в себя следующие колонны.

Направление. Аллювиальные отложения четвертичной системы для предотвращения от размыва перекрываются направлением. Глубина спуска направления определяется необходимостью установки башмака в плотных устойчивых породах. Рекомендуемая глубина спуска направления для Гремихинского месторождения 30м. При наличии в верхней части вскрываемого разреза плывунов и зон интенсивного поглощения бурового раствора глубина спуска направления может быть увеличена до 80…120 м.

Бурение в интервале спуска направления должно осуществляться долотом диаметром 393,7 мм, рекомендуемый способ бурения – роторный.

Для крепления направления могут быть использованы обсадные трубы диаметром 324 мм группы прочности «Д» и толщиной стенки 9,5 мм. Способ цементирования направления – прямой. Интервал цементирования – от башмака направления до устья. Цементирование должно производиться тампонажным раствором на основе тампонажного портландцемента типа ПЦТ-I-50 ГОСТ 1581-96 [42] плотностью 1780...1820 кг/м³, что достигается при жидко-твердом отношении 0,5. С целью сокращения времени ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) и повышения прочности цементного камня тампонажный раствор рекомендуется обработать ускорителем сроков схватывания и твердения цементного раствора хлористым кальцием (CaCl₂) в количестве 2…3 % от массы сухого цемента. Продолжительность ОЗЦ – 24 часа [39].

Кондуктор предназначен для перекрытия неустойчивых отложений аргиллитов и алевролитов пермской системы, надежной изоляции зон поглощений и пресноводных горизонтов, имеющих значение источников питьевого водоснабжения. Башмак кондуктора устанавливается в плотных карбонатных отложениях кунгурского яруса с обязательным расположением на 10 м по стволу ниже кровли Кунгур-Артинских известняков.

Рекомендуемая глубина спуска кондуктора для Гремихинского месторождения – 600 м. Бурение в интервале спуска кондуктора осуществляется долотом диаметром 295,3 мм, турбобуром 2ТСШ1-240 или винтовым забойным двигателем ВЗД 5LZ244С×7.0LL.

Для крепления кондуктора рекомендуется использовать обсадные трубы диаметром 244,5 мм группы прочности «Д»и толщиной стенки 8,9 мм. Способ цементирования кондуктора – прямой.

В горно-технологических условиях, характеризующихся наличием в проницаемых отложениях верхнепермского возраста зон поглощения промывочной жидкости малой интенсивности, в целях повышения надежности крепи и разобщения водоносных пластов для цементирования кондуктора рекомендуется применить верхнюю пачку, представленную цементным раствором плотность 1450 кг/м³. Указанная порция комбинированного тампонажного состава готовится на основе цемента облегченного ПЦТ III-Об4-50 ГОСТ 1581-96 и размещается в интервале с глубины не менее, чем на 50 м выше границы смешения пресных и минерализованных вод (ориентировочно от 150 м выше башмака кондуктора) и до устья скважины.

На 200 м (по вертикали) выше башмака кондуктора рекомендуется применить тампонажный раствор на основе тампонажного портландцемента типа ПЦТ I – 50 ГОСТ 1581-96 плотностью 1780...1820 кг/м³, что достигается при жидко-твердом отношении 0,5 (последние 5…6 тонн с добавкой 2…3 % ускорителя схватывания – CaCl₂).

Цементирование производить в одну ступень.

Продолжительность ОЗЦ – 24 часа [39].

Эксплуатационная колонна. Бурение в интервале спуска эксплуатационной колонны осуществляется долотом диаметром 215,9 мм, винтовым объемным двигателем Д5-195 или ВЗД 5LZ172D×7.0LL.

ДляГремихинского месторождения в целях создания качественного разобщения продуктивного горизонта предлагается конструкцию забоя эксплуатационной колонны оборудовать зацементированной.

При этом скважина бурится до проектной глубины; несколько ниже на 15-20 м от продуктивного пласта создается так называемый «зумпф» – продолжение ствола скважины ниже продуктивного горизонта, в который спускается эксплуатационная колонна, цементируется, а затем делается перфорация продуктивных участков пласта для сообщения пласта с забоем скважины [42]. В процессе эксплуатации скважины «зумпф» выполняет роль «отстойника», в котором скапливается различный шлам.

Наличие «зумпфа» позволяет:

– проводить качественную промывку забоя скважины от скопившегося шлама;

– получить отбор жидкости, близкий к потенциальному, т.к. противодавление на пласт при этом может быть равным атмосферному и даже ниже его;

– уменьшить гидродинамическое давление при проведении спуско-подъемных операций (СПО) [43];

– проводить качественные геофизические исследования скважин;

– опустить уровень забора продукции насосного оборудования ниже зон фильтрации.

Для крепления эксплуатационной колонны используются обсадные трубы группы прочности «Д» диаметром 168 мм и толщиной стенки 7,3 мм, или обсадные трубы диаметром 146 мм с толщиной стенки 7,7 мм. Вместо труб с резьбой ОТТМ (ОТТГ) возможно применение обсадных труб с лицензионным резьбовым соединением типа «БАТРЕСС».

Первые 100 м выше башмака эксплуатационной колонны рекомендуется использовать обсадную трубу с толщиной стенки 10,7 мм. Толщина стенки обсадных труб в интервале залегания продуктивных пластов принимается с учетом рекомендаций «ВНИИКРнефть» по предотвращению разрушения цементного камня в затрубном пространстве при испытании эксплуатационной колонны на герметичность.

Способ цементирования эксплуатационной колонны – прямой. Интервал цементирования – от башмака до устья. Недоподъём цемента за эксплуатационной колонной вызывает появление заколонных перетоков, возникновение и развитие коррозии наружной поверхности труб, что приводит к потере герметичности колонны. Для цементирования рекомендуется использовать две пачки тампонажного раствора.

Нижняя часть эксплуатационной колонны на 150 м (по вертикали) выше кровли верхнего продуктивного пласта должна цементироваться тампонажным раствором на основе тампонажного портландцемента типа ПЦТ I-G-СС-2 ГОСТ 1581-96. Рекомендуется обработка цементного раствора понизителем вязкости и пластификатором (напрмер, Артрен-пласт), введение которого в цементный раствор не только снижает противодавление на пласт при цементировании, но и предохраняет целостность цементного камня в процессе перфорации и работы центробежных насосов при последующей эксплуатации. Для снижения водоотделения рекомендуется обработать цементный раствор реагентом Артрен-цем. Возможно использование тампонажных растворов с добавкой модификатора марки «Крепь-1» в количестве 0,5…1 % от массы цемента, в основном используемый с целью повышения стабильности растворов, улучшения изолирующей способности составов и уменьшения их фильтрации.

С целью снижения гидравлического давления для крепления верхней части эксплуатационных колонн применяются облегченные тампонажные растворы, в качестве основы которых рекомендуется использование портландцемента марки ПЦТ-III-Об6-50. Горно-геологическим и технологическим условиям удовлетворяет также гельцементный раствор. Гельцементный раствор готовится из сухой тампонажной смеси цемента и глинопорошка в соотношении 9:1 или получается непосредственно на буровой затворением цемента на химически необработанном глинистом растворе плотностью 1060...1080 кг/м³на основе глинопорошка Куганакского завода с добавлением 0,5 % кальцинированной соды (Na₂CO₃ – диспергатор глиноматериала). Плотность гельцементного раствора 1600...1700 кг/м³, что достигается при жидко-твердом отношении 0,8...0,86. В целях повышения надежности крепи эксплуатационных колонн, минимизации рисков возникновения заколонных флюидоперетоков и гарантированного набора цементным камнем необходимой прочности рекомендуемая продолжительность периода ОЗЦ составляет 48 часов [39].

В процессе цементирования рекомендуется расхаживание обсадной колонны.

В целях исключения брака при цементировании (недоподъема цемента) перед спуском эксплуатационной колонны с целью оценки степени герметичности стволов (приемистости) производится гидравлическая опрессовка ствола скважины на максимальное избыточное давление, возможное при цементировании эксплуатационной колонны. Приемистость скважины не должна превышать 5 м³/час при давлении 6…7 МПа на устье скважины. По результатам опрессовки может быть принято решение о цементировании эксплуатационной колонны в две ступени с установкой муфты ступенчатого цементирования выше кровли поглощающего пласта.

Для повышения качества крепления скважин и, тем самым, для устранения возможности межколонных перетоков необходимо использование центраторов, скребков и турбулизаторов.

Установка скребков позволяет не только дополнительно очищать стенки скважины от глинистой корки в процессе спуска эксплуатационной колонны, но и существенно повысить устойчивость цементного камня к ударным нагрузкам, возникающим при перфорации эксплуатационной колонны кумулятивным и пулевым способами. Прутки скребков, зацементированные в заколонном пространстве, создают металло-армированный цементный камень. В итоге затухание ударной волны происходит гораздо быстрее, чем в сплошном однородном цементном камне, что препятствует растрескиванию и разрушению крепи.

Установка турбулизаторов целесообразна для более полного охвата кольцевого сечения потоками буферной жидкости и цементного раствора. Это создает более благоприятные условия для вытеснения бурового раствора.

Установку скребков рекомендуется производить рядом с центраторами выше и ниже каждого из них. В интервалах перфорации и РГП (разобщающей глинистой перемычки) целесообразно устанавливать скребки через каждые 0,5 м. для создания упрочненного цементного камня и создания условий, препятствующих его растрескиванию при перфорации.

Турбулизаторы рекомендуется размещать против границ зон уширений ствола скважины (при наличии данных кавернометрии) на расстоянии не более 3 м друг от друга.

Необходимо отметить, что наибольший эффект от применения скребков и турбулизаторов может быть получен только в комплексе с применением центраторов.

Кондуктор оборудуется 5-10 центраторами, установленными выше башмака через 10 м.

В компоновку низа эксплуатационной колонны включаются центрирующие фонари, обеспечивающие 70% централизации. Они устанавливаются приблизительно через 10 м, при этом хотя бы один из них рекомендуется устанавливать между нефтяным и водяным пластами.

При расстоянии между нефтяным и ближайшим к нему водоносным пластами менее 10 м в интервале продуктивного пласта центраторы устанавливаются через 5 м плюс по два центратора выше и ниже пласта также через 5 м.

Глубину установки и количество центраторов в интервалах наибольшего искривления скважины определяет технологическая служба бурового предприятия в соответствии с действующими руководящими документами и инструкциями по результатам заключительного каротажа и вносит в план работ на крепление.

Для разобщения нефтяного пласта от водоносного, если расстояние между ними менее 10 м и в этом интервале имеется разобщающая глинистая перемычка (РГП) мощностью более 2 м, напротив РГП устанавливается пакер ПГПМ (ПГМД).

При расстоянии между пластами менее 10 м и незначительной (менее 2 м) мощности глинистых перемычек, либо при их отсутствии (водоплавающая часть залежи), в интервале ВНК устанавливается заколонный проходной гидравлический многомодульный пакер типа ПЗМ-146. В пакере устанавливается один или несколько модулей надувных уплотнительных элементов рукавного типа. Уплотнительные элементы заполняются тампонажным раствором из заколонного пространства скважины при заданных изменениях давления в обсадной колонне сразу по окончании процесса цементирования скважины.

Необходимость установки пакера и интервал в каждой конкретной скважине согласовываются с Заказчиком.

Контроль качества цементирования осуществляется опрессовкой колонн и геофизическими методами согласно пункту 2.7.5.1 ПБ 08-624-03 [41], РД 39-093-91 «Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность» [45] и РД 153–39.0–109–01 «Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и газовых месторождений» (введен в действие 01.03.2002 г., приказ Минэнерго России № 30 от 05.02.2002 г.) [46]. Рекомендуемые способы контроля качества цементирования: АКЦ, СГДТ, при цементировании применять СКЦ. На герметичность эксплуатационная колонна испытывается согласно п.6 РД 39-093-91 «Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность». При испытании колонны способом опрессовки внутреннее давление на трубы колонны должно создаваться из расчета превышения не менее, чем на 10% максимально возможного в них внутреннего рабочего давления, возникающего при бурении, опробовании, эксплуатации и ремонте скважин, но не ниже следующих величин:кондуктор Ø 245 мм совместно с ПВО – 90 кгс/см², эксплуатационная колонна Ø 146 мм– 125 кгс/см².

Цементное кольцо за башмаком кондуктора и межколонное пространство (кондуктор-эксплуатационная колонна) совместно с посадочным хомутом также должны быть подвергнуты опрессовке согласно п.4 РД 39-093-91 «Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность».

Оборудование и технология крепления скважин приведены в таблице 10.2.

Таблица 10.2 – Крепление скважин

Наименование обсадной колонны	Условный диаметр колонны, мм	Оснастка обсадной колонны	Тампонажный раствор, рекомендуемый для крепления интервала	Продолжи-тельность ОЗЦ, часов
Направление		башмак БК-324	0 - 30 тампонажный раствор на основе тампонажного портландцемента типа ПЦТ I-50 ГОСТ 1581-96, плотностью 1780...1820 кг/м3, что достигается при жидко-твердом отношении 0,5, с добавлением 2…3 % (здесь и далее в тексте – от веса цемента) CaCl2
Кондуктор		башмак БК-245, башмачный патрубок, обратный клапан ЦКОД-245, пружинные центраторы ЦЦ-245/295 (в интервале набора кривизны и зоне перехода пресных и соленых вод)	0–600 м на 200 м (по вертикали) выше башмака кондуктора – тампонажный раствор на основе тампонажного портландцемента типа ПЦТ I – 50 ГОСТ 1581-96, плотностью 1780...1820 кг/м3, что достигается при жидко-твердом отношении 0,5 (последние 5…6 тонн с добавкой 2…3 % ускорителя схватывания – CaCl2); - далее – до устья цемент облегченный ПЦТ III-Об4-50 ГОСТ 1581-96; - цементирование в одну ступень

Продолжение таблицы 10.2

Эксплуатационная		башмак БК-146, башмачный патрубок, обратный клапан ЦКОД-146, пружинные центраторы типа ЦЦ-146/216, турбулизаторы потока типа ЦВП-СПС или ЦВПУ-146/215,9, скребки	0–150 м (по вертикали) выше башмака эксплуатационной колонны: 1.облегченный на основе ПЦТ-III- Об6-50 плотностью 1600….1650 кг/м3; 2.гельцементный раствор плотностью 1060...1080 кг/м3 на основе глинопорошка Куганакского завода с добавлением 0,5 % кальцинированной соды (Na2CO3 – диспергатор глиноматериала); плотность гельцементного раствора 1600...1700 кг/м3, что достигается при жидко-твердом отношении 0,8...0,86   150 м (по вертикали) выше башмака эксплуатационной колонны - проектная глубина: тампонажный раствор на основе тампонажного портландцемента типа ПЦТ I-G – СС – 2 ГОСТ 1581-96, модифицированный реагентами – пластификаторами (Артрен-пласт (0,05%)) и реагентами – стабилизаторами (Артрен-цем (0,5 %))