Конструкция и крепление боковых стволов

Конструкция бокового наклонно-направленного ствола

В пробуренный боковой ствол спускается обсадная колонна – «хвостовик» диаметром 102 мм, состоящая из цельной колонны с гладкопроходным соединением на подвесном устройстве ПХЦЗ – 102/146 с последующим цементированием через башмак (таблица 10.4). В конструкции «хвостовика» предусмотреть установку заколонного пакера ПГП 102/85. Интервал установки и количество пакеров уточняется по данным заключительного каротажа.

Таблица 10.4 – Конструкция скважины

Интервал спуска, м	Наружный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Тип «хвостовика»	Тип цемента
Согласно проекта		6,5	Не перфорированный	ПЦТ I – G – СС-1 ГОСТ 1581-96 плотностью 1,82 г/см3, модифицированный стабилизирующей добавкой Артрен-цем (0,5% от массы сухого цемента) и пластификатором Артрен-пласт (0,05% от массы сухого цемента)

Конструкция бокового горизонтального ствола

На данном месторождении возможен такой способ заканчивания боковых горизонтальных стволов на визейский объект разработки, как фильтр – в интервал продуктивного горизонта спускаются перфорированные трубы диаметром 102 мм. Цементирование «хвостовика» производится в интервале от кровли пласта до головы «хвостовика», который находится на расстоянии ~75-100 м выше «окна». Голова «хвостовика» оборудуется адаптером, клиновой подвеской и пакером, который закрывается механически по окончании заливки и герметизирует пространство между колонной и «хвостовиком». Рекомендуемое место установки гидравлического пакера типа ПГМЦ.102 для изоляции продуктивного пласта в БГС – в кровле пласта. Клиновая подвеска позволяет произвести подвеску «хвостовика» в любом месте эксплуатационной колонны. Типовая технологическая оснастка следующая (снизу – вверх): башмак, фильтровая часть, разбуриваемый пакер-манжета, разбуриваемая заглушка, заливочный патрубок, разбуриваемый обратный клапан, разбуриваемое стоп-кольцо, обсадная труба (Ø102 мм).

После проведения ГИС конструкция скважин может быть изменена или дополнена.

Крепление боковых стволов

Комплект технических средств, предназначенный для крепления боковых стволов без установки фильтра в продуктивном горизонте со сплошным цементированием и последующей перфорацией хвостовика, включает:

– башмак;

– обратные клапаны (ЦКОД) – 1 или 2 шт.;

– колонный патрубок со стоп-кольцом,

– обсадные трубы с центраторами;

– якорный узел подвески хвостовика;

– верхний пакер подвески хвостовика;

– безопасный механический разъединитель с левым резьбовым соединением;

– гидравлический разъединитель;

– продавочные пробки.

При необходимости в комплект могут быть включены дополнительные элементы.

Комплекс технических средств, предназначенный для крепления хвостовиков с установкой фильтра в продуктивной части скважины, с манжетным цементированием, включает:

– направляющий башмак;

– фильтр необходимой длины;

– заколонный гидравлический пакер;

– цементировочная муфта;

– обсадные трубы с центраторами;

– якорный узел подвески хвостовика;

– верхний пакер подвески хвостовика;

– безопасный механический разъединитель с левым резьбовым соединением;

– гидравлический разъединитель;

–продавочные пробки.

Конструкция фильтра, который устанавливается в продуктивный горизонт, должна выбираться индивидуально для каждого месторождения в зависимости от наличия твёрдой фазы в продукции скважины и устойчивости стенок ствола скважины.

Заколонный пакер устанавливается для предотвращения проседания цементного раствора в интервал расположения фильтра во время цементирования и служит изоляционным барьером водоносных горизонтов, залегающих выше интервала продуктивного горизонта во время эксплуатации. Для надёжного разобщения пластов элемент пакера должен устанавливаться над продуктивным горизонтом в интервале глинистых пластов.

Для цементирования хвостовика рекомендуется использовать тампонажный состав на основе цемента марки ПЦТ 1G-CC-1 ГОСТ 1581-96. Обработка специальными химическими реагентами (понизителями фильтрации, структурообразователями, пластификаторами, пеногасителями) позволяет контролировать фильтрационные и седиментационные процессы, реологические параметры тампонажного раствора и обеспечивает пеногашение.

Рецептура тампонажного раствора подлежит уточнению посредством тестирования на лабораторной базе с использованием представительных проб компонентов, отобранных на буровой площадке (портландцемент, техническая вода и модификаторы).

При проведении операции задействуется следующая специальная техника: СМН-20 – 1 шт., ЦА-320 – 2 шт., автоцистерна – 1 шт. Кроме того, обязательно использование смесительно-осреднительной установки типа 1УСО-20, обеспечивающей однородность состава и стабильность его свойств.

После окончания крепления составляется Акт на проведение работ по креплению бокового ствола и Схема состояния скважины с указанием глубин установки элементов оснастки хвостовика, внутренних диаметров.

Данные документы должны быть приложены к Паспорту скважины.

Требования к технологии бурения скважин и буровым растворам

Требования к технологии бурения

Бурение скважины должно производиться по рабочему проекту на строительство скважин, разработанному, согласованному и утвержденному в порядке, предусмотренном разделом 1.3 ПБ 08-624-03 [41].

Строительство скважин должно осуществляться на основании программы бурения скважины в рамках утвержденного проекта на строительство данной скважины, которая должна содержать подробную информацию обо всем цикле бурения и заканчивания скважины. Программа бурения скважины согласовывается с Сервисными подрядчиками, участвующими в бурении, заканчивании или креплении скважины, Заказчиком и утверждается техническим руководителем Подрядчика по бурению скважин.

Подрядчик по бурению и Сервисные подрядчики в процессе осуществления работ в обязательном порядке должны выполнять требования Стандарта Компании [47].

Технология строительства скважины должна обеспечивать предупреждение возникновения аварий и осложнений. Для этого необходимо выполнять профилактические мероприятия, предусмотренные ПБ 08-624-03.