вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин

Направление Ø 426 мм спускается для перекрытия неустойчивых пород четвертичных отложений с целью предупреждения их осыпей и обвалов, предупреждения размыва устья и поглощения промывочной жидкости и изоляции верхних водоносных горизонтов от загрязнения.

Минимально необходимая глубина спуска составляет 20 метров.

Кондуктор Ø 324 спускается до глубины 300 м с целью перекрытия всей верхней толщи пород склонных к осыпям и обвалам при дальнейшем углублении и длительном нахождении бурового инструмента в открытом стволе при бурении под промежуточную колонну.

Кроме того, вышеуказанная глубина спуска кондуктора обеспечивает предупреждение гидроразрыва пород у его башмака при ликвидации возможных нефтепроявлений.

Промежуточная колонна Ø 245 мм спускается на глубину 1550 м с целью перекрытия отложений каменной соли в отложениях верхнее-

казанского подъяруса и кунгурского яруса, интервалов газопроявлений в отложениях уфимского яруса и нефтепроявления в отложениях артинского яруса.

Эксплуатационная колонна Ø 168 (178) мм - башмак устанавливается на 30 – 50 м ниже подошвы продуктивного пласта с целью разобщения продуктивных горизонтов друг от друга. Бурение под эксплуатационную колонну ведется долотами Ø 215,9 (220,7) мм. В

скважинах, из которых в дальнейшем планируется зарезка БС либо БГС, рекомендуется спускать эксплуатационную колонну Ø 178 мм. В

сводной таблице (Таблица Ошибка! Текст указанного стиля в документе отсутствует..4) представлена конструкция ННС, ННС с БС либо БГС.

Таблица Ошибка! Текст указанного стиля в документе отсутствует..4 Конструкция наклонно-направленных скважин

Консорциум « Н е д р а »

Боковые стволы В рамках разработки месторождения предусмотрено бурение боковых наклонно-направленных стволов (БС) и боковых горизонтальных

стволов (БГС).

При выборе скважин для бурения боковых стволов необходимо исходить из текущих характеристик эксплуатации скважины,

технического состояния эксплуатационной колонны, качества ее крепления, фактического пространственного положения ствола скважины:

-состояние ЭК выше интервала зарезки БС по данным соответствующих приборов и опрессовки должно быть технически исправным;

-траектории стволов подобранной и соседних скважин должны быть достаточно достоверными для исключения пересечения стволов;

-максимальный отход от точки забуривания до начала эксплуатационного забоя обусловливается техническими характеристиками буровой установки и вероятной глубиной забуривания.

После выбора и обоснования скважин бездействующего и обводненного фонда, из эксплуатационных колонн которых будет вестись бурение боковых стволов, перед проведением буровых работ осуществляются подготовительные работы:

- спуск гироскопического инклинометра и геофизических приборов для уточнения пространственного положения обсадной колонны и интервала эксплуатационного объекта;

Консорциум « Н е д р а »

-глушение скважины солевым раствором в соответствии с действующими инструкциями;

-монтаж бурового оборудования (подъемника, циркуляционной системы и обвязки), демонтаж фонтанной арматуры;

-монтаж противовыбросового оборудования и его опрессовка;

-подъем внутрискважинного оборудования;

-шаблонирование эксплуатационной колонны с целью определения технического состояния ее, возможных участков сужения;

-промывка скважины солевым раствором для очистки от технических примесей;

-ГИС по определению глубины забоя с записью локатора муфт и оценке качества цементного камня, в результате определяется интервал забуривания БС;

-опрессовка колонны;

-установка технологического цементного моста для зарезки ствола с помощью клина отклоняющего (клин-отклонителя) с

применением специальных тампонажных составов, обеспечивающих повышение их физико-механических свойств;

-опрессовка ЭК после определения верха цементного моста.

При проектировании строительства боковых стволов выбор рациональной конструкции должен обеспечивать:

-эксплуатационную надежность скважины как технического сооружения;

-проектные режимы ее эксплуатации;

-оптимальный режим проводки бокового ствола скважины на уровне современной техники и технологии;

-предупреждение осложнений и аварий, а также охрану недр при бурении и во время эксплуатации;

-качественное разобщение продуктивных и проницаемых горизонтов.

Для БС рекомендуются обсадные трубы потайных боковых колонн («хвостовиков») диаметром 114,3 мм - соответственно диаметру эксплуатационной колонны (168 или 178 мм).

Консорциум « Н е д р а »

Для БС, расположенных в ВНЗ, рекомендуется конструкция эксплуатационного забоя закрытого типа со сплошным цементированием

«хвостовика». Для БС, находящихся в ЧНЗ, рекомендуется конструкция эксплуатационного забоя открытого типа со спуском фильтра-

«хвостовика».

Заканчивание БГС предусматривает обсаживание пробуренного ствола «хвостовиком» c подвеской его в эксплуатационной колонне основного ствола на специальном устройстве (Рисунок Ошибка! Текст указанного стиля в документе отсутствует..2).

В случае эксплуатационного забоя открытого типа «хвостовик» включает:

-модуль разъединителя подвески;

-модуль пакера подвески;

-модуль якоря подвески;

-обсадные трубы;

-пакер с муфтой манжетного цементирования;

-фильтры;

-центраторы;

-башмак.

В случае забоя закрытого типа конструкция «хвостовика» включает:

-модуль разъединителя подвески;

-модуль пакера подвески;

-модуль якоря подвески;

-обсадные трубы;

-центраторы;

-стоп-кольцо;

-обратный клапан;

Консорциум « Н е д р а »

-перфорированный патрубок;

-башмак.

Рисунок Ошибка! Текст указанного стиля в документе отсутствует..2 Схема подвески «хвостовика» в БГС

Требования к технологической оснастке обсадных колонн Направление диаметром 426 мм комплектуется из труб с резьбовыми соединениями типа ОТТМБ (толщиной стенки 9,5 мм) или типа

«Батресс». Низ оборудуется клапаном типа ЦКОД и башмаком типа БК. Центровка обсадной колонны производится с помощью центраторов на каждой трубе.

Кондуктор 324 мм комплектуется из труб с резьбовым соединением типа ОТТМА (Батресс). Нижняя часть оборудуется башмаком типа БК, обратным клапаном типа ЦКОД.

Консорциум « Н е д р а »

Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:

«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»

Консорциум « Н е д р а »

Промежуточная колонна Ø 245 мм комплектуется из труб с резьбовым соединением типа ОТТМА (Батресс). Нижняя часть оборудуется башмаком типа БК, обратным клапаном типа ЦКОД.

Эксплуатационная колонна диаметром 168 (178) мм с резьбой типа ТМК-FMC, «Батресс». Высота подъема цементного раствора – 150

м выше башмака предыдущей колонны, соосность колонны со стенками скважины достигается за счет применения центраторов.

Хвостовик 114 мм в БГС с резьбой JFE Bear либо ОТТГА, толщиной стенки 6,4 либо 7,4 мм с применением пакеров, глухих труб,

фильтровой части. Хвостовик спускается без цементирования в БГС. Для центрирования в БГС применяются заколонные «разбухаемые» пакера, которые также являются разделителями зон фильтрации. Оснастка хвостовика разрабатывается сервисной компанией,

осуществляющей инженерное сопровождение спуска хвостовика. Для закрытого типа забоя (БС) спускается глухой хвостовик, соосность колонны со стенками скважины достигать за счет применения центраторов в интервалах горизонтального участка.

Требования к тампонажному раствору и буферным жидкостям Основной функцией тампонажных растворов является изоляция с их помощью флюидосодержащих пластов друг от друга и от земной

поверхности. Интервалы подъема цементных растворов за обсадными колоннами выбираются в соответствии с требованиями технологических регламентов на крепление скважин и геологической характеристикой разреза месторождения; применение токсичных материалов в процессе цементирования является недопустимым.

Направление цементируется тампонажным раствором плотностью 1920 кг/м3, с ускорителями сроков схватывания. В качестве буферной жидкости предполагается использование технической воды, в качестве продавочной – буровой раствор.

Кондуктор цементируется на всю длину в интервале 300 - 0 м. Применить в нижней части тампонажный раствор плотностью 1890 кг/м3

на основе ПЦТ I-G ГОСТ 1581-96 либо аналогов, выше – облегченный ПЦТ III-ОБ5-50 плотностью 1470 кг/м3.

Цементирование осуществить в одну ступень. В случае поглощения бурового раствора в процессе бурения цементирование провести способом прямого и встречного потоков через межколонное пространство. В качестве буферной жидкости рекомендуется использование вязкой буферной пачки для повышения качества цементирования в застойных зонах. Продавочная жидкость – буровой раствор.

Консорциум « Н е д р а »

Промежуточная колонна цементируется на всю длину. Применить в нижней части тампонажный раствор плотностью 1890 кг/м3 на основе ПЦТ I-G ГОСТ 1581-96 либо аналогов, выше – облегченный ПЦТ III-ОБ5-50 плотностью 1470 кг/м3. В качестве буферной жидкости рекомендуется использование вязкой буферной пачки для повышения качества цементирования в застойных зонах. Продавочная жидкость – буровой раствор.

Эксплуатационная колонна цементируется двумя типами цемента для предотвращения гидроразрыва пород в процессе цементирования. Традиционно в продуктивной части размещается цементный раствор нормальной плотности, выше – облегченный [1].

Цементируется тампонажным раствором, приготовленном из высококачественного цемента ПЦТ I-G-СС-1 (либо его подобными аналогами)

выше башмака предыдущей колонны на 150 м. В интервале продуктивных горизонтов размещается седиментационно-устойчивый цементный раствор нормальной плотности 1880 – 1900 кг/м3, выше – облегченный ПЦТ III-Об-50 (либо его подобными аналогами) плотностью 1400 -

1500 кг/м3.

Хвостовик цементируется тампонажным раствором плотностью не менее 1850-1900 кг/м3 или материалом, соответствующим ему по всем параметрам качества.

В качестве буферной жидкости рекомендуется использовать моющую жидкость на основе буферного порошка (0,5 % МПБ-М), а также ПАВ (неонол АФ9-10, АФ9-12 в количестве 0,05 %).

Цементное кольцо в заколонном пространстве должно быть сплошным (по всему периметру), не иметь каналов и «карманов». Буровой раствор и рыхлая часть глинистой корки должны быть полностью удалены. Это основные требования. Выполнение их при традиционной технологии достигается путем:

-центрирования обсадной колонны;

-прокачивания буферной жидкости;

-использования седиментационно-устойчивого тампонажного раствора.

Консорциум « Н е д р а »

При цементировании продуктивных горизонтов рекомендуется так же использование пластифицирующей добавки С-3. Пластификатор С-3 добавляется в количестве 0,3-0,8% от массы цемента. При этом снижается водоотдача тампонажного раствора в 2 раза, причем подвижность раствора при этом остается высокой, несмотря на пониженное водосодержание.

В качестве буферной жидкости рекомендуется использование буферной жидкости с применением ПАВ и технической воды с добавлением 0,6% НТФ. Продавочная жидкость – буровой раствор.

Тампонажный раствор за обсадными колоннами размещается таким образом, чтобы все пласты были изолированы. Это может вызывать определенные трудности в связи с геологическими особенностями месторождения – наличие в разрезе пластов, склонных к гидроразрыву на всех этапах строительства скважины, в т.ч. и непосредственно при цементировании.

Так же необходимо устанавливать центраторы через 10 м (на каждой трубе) в интервалах всех продуктивных горизонтов. Минимальное количество центраторов на один объект - четыре (два - выше кровли, два - ниже подошвы). Наиболее эффективно центрируют колонну жесткие центраторы (ЦТЖ, ЦПС, ЖЦБ), они должны устанавливаться в стволе с номинальным размером.

В качестве альтернативы с целью повышения качества цементирования для крепления верхней части кондуктора рекомендуется тампонажный раствор с цементнозаменяющими компонентами ПЦТ-I-50 – 60%, комплексная добавка 2-40% (содержит микрокремнезем);

ПЦТ-I-50 - 55%, комплексная добавка 2-45% (без содержания микрокремнезема).

Для предотвращения возникающих заколонных перетоков рекомендуется расширяющий тампонажный раствор (РТЦ). Анализ качества крепления скважин показывает, что герметичность цементного камня («сцепление») с колонной и породой зацементированных РТЦ в 1.2-2.5

раза выше по сравнению со скважинами, в которых применялся «чистый» цемент ПЦТ I-G, также РТЦ характеризуется лучшей равномерностью и однородностью заполнения заколонного пространства.

С целью снижения загрязнения эксплуатационного объекта и предотвращения возможности поглощения цементного раствора рекомендуется двухступенчатое цементирование эксплуатационной колонны. Возможно применение одноступенчатого цементирования эксплуатационной колонны облегченным цементным раствором с добавлением микросфер. Для снижения репрессии на пласты при

Консорциум « Н е д р а »

цементировании эксплуатационных колонн в одну ступень, предупреждения поглощения и обеспечения подъема цементного раствора на требуемую высоту рекомендуется применять сверхлегкие тампонажные растворы (1200-1250 кг/м3) на основе микросфер.

Для проведения качественного цементирования в обвязку необходимо включать осреднительную емкость. При проведении цементирования обсадных колонн для контроля качества технологического процесса необходимо использовать станцию контроля цементирования.

Контроль качества цементирования осуществляется геофизическими методами и опрессовкой обсадной колонны [2]. Устье скважины перед вскрытием продуктивного пласта оборудуется, в соответствии с действующими нормативными документами, противовыбросовым оборудованием. Применяемое оборудование и инструменты при строительстве скважин, в соответствии с требованиями [3,4], должны иметь разрешение на применение.

Опрессовка эксплуатационных колонн в добывающих скважинах, запланированных в дальнейшем для использования в качестве нагнетательных, должна осуществляться как для нагнетательных скважин. Устье скважины оборудуется в соответствии с действующими нормативными документами противовыбросовым оборудованием.

Рекомендации по улучшению качеству разобщения пластов:

1.Перед креплением скважины производится изоляция потенциального источника водопритока (поглощения) методом установки водоизолирующего экрана с применением водоизолирующих составов, закачиваемых в пласт.

2.Для повышения надежности изоляции заколонного пространства в зоне продуктивного пласта рекомендуется:

- применение специальной технологической оснастки эксплуатационной колонны, включающей центраторы, скребки, турбулизаторы,

муфты ступенчатого цементирования, заколонные пакеры;

-применять цементы с добавками, улучшающими реологические прочностные и адгезионные характеристики;

-добавки к цементу: пластификаторы, понизители водоотдачи, расширяющие добавки.

Требования к технологии бурения скважин и буровым растворам Требования к буровому оборудованию

Консорциум « Н е д р а »