Работы по инженерно-технологическому сопровождению (ИТС) при промысловом применении технических средств являются одним из важных этапов нашей работы, так как эта операция является финишной и определяет успех всех проведенных работ.
Многолетняя практика проведения ИТС позволила ООО НТЦ «ЗЭРС» накопить бесценный опыт по заканчиванию и креплению скважин, а также сформировать коллектив высококвалифицированных специалистов.
Непосредственное участие специалистов ООО НТЦ «ЗЭРС» в промысловом применении технических средств для заканчивания и крепления скважин значительно повысило эффективность их применения и уменьшило количество нештатных ситуаций. Инженерно-технологическое сопровождение оказывается также подобием обратной связи между потребителем и разработчиком технических средств для заканчивания и крепления скважин. На основании анализа проведенных работ по ИТС осуществляется корректировка конструкторской документации с целью повышения надежности технических средств, предупреждения отказов и возникновения нештатных ситуаций.
Тенденции развития наклонно-направленного и горизонтального бурения показывают, что в настоящее время наиболее актуальная проблема – это спуск обсадных колонн (хвостовиков) в скважины небольшой глубины с горизонтальным стволом с большим отходом от вертикали (СНГГ). Например, ВР (Бритиш Петролеум) закончила скважину М-11, отклонение которой составляет до 10 114 м (33 184 футов) на общей глубине по вертикали (ОГВ) 1605 м (5266 футов). Корпорация «Тоталь» недавно пробурила скважину CN-1 на 11 021 м (36 158 футов) Измеренной Глубины (ИГ) на ОГВ 1666 м (5466 футов) и с отклонением от вертикали 10 479 м (34 380 футов).
Традиционно отношение горизонтального отклонения (ГО) к глубине по вертикали (ГО/ОГВ)* использовалось для определения сложности бурения с большим отклонением от вертикали (при определении, что скважина с большим отклонением от вертикали – это скважина с отношением ГО к ОГВ > 2. Скважины с пространственным искривлением ствола могут иногда быть лучше определены через отношение ИГ к ОГВ.
Успешность спуска обсадных колонн в скважины, где отношение ИГ к ОГВ > 2, как правило, определяется несколькими факторами:
– подготовленностью или чистотой ствола скважины к спуску обсадной колонны, т.е. отсутствием в стволе скважины внешних преград (имеется в виду отсутствие шламовых пробок, зон сужения или осложнения ствола из-за обвалообразования стенок скважины), параметрами и смазывающими характеристиками бурового раствора;
– пространственным искривлением ствола скважины и его интенсивностью, соотношением и соответствием жесткости обсадной колонны параметрам колонны бурильных труб (КНБК), которые использовались при бурении и подготовке ствола к спуску обсадной колонны;
– наличием комплекса технических средств для обеспечения оптимальных условий спуска и цементирования обсадных колонн в горизонтальные скважины с большой длиной горизонтального участка.
Процесс спуска обсадной колонны в скважину часто рассматривают как процесс взаимодействия двух цилиндрических поверхностей при перемещении плунжера по внутренней поверхности втулки. Характер и величина возникающих усилий будут, конечно, зависеть от условий, определяющих трение этих поверхностей.
Согласно закону Кулона
F = f·N,
где F – сила трения скольжения, f – коэффициент трения скольжения, N – сила нормального давления.
Соответственно коэффициент трения скольжения определяет характеристики пятна контакта плунжера (обсадной колонны) и втулки (стенки скважины).
Учитывая, что скважинные условия определяются, в основном, двумя поверхностями скольжения – это внутренняя поверхность спущенной в скважину предыдущей обсадной колонны (сталь по стали) и внутренняя поверхность необсаженного ствола скважины – условия управления характеристиками пятна контакта обсадной колонны со стенкой скважины могут определяться только смазывающими характеристиками бурового раствора и контактными поверхностями самой обсадной колонны или центрирующих устройств, установленных на ней. Для обеспечения оптимальных условий спуска и цементирования обсадной колонны необходимо достигнуть ее максимального центрирования, что в свою очередь позволяет управлять силами трения при спуске колонны и обеспечить высокое замещение бурового раствора тампонажным при цементировании. Эти условия обеспечиваются путем правильного подбора конструкций и материалов центрирующих устройств.
Известно, что при искривлении ствола скважины обсадные трубы прижаты к ее стенкам. Усилия в любой точке обсадной колонны зависят от веса колонны и угла искривления оси скважины в пространстве.
Пружинный центратор стремится изменить положение труб в скважине и при этом испытывает определенную радиальную нагрузку F (рис. 1), которая зависит от горизонтальной составляющей веса обсадных труб в интервале центрирования и растягивающего усилия, которая, в свою очередь, определяется весом обсадных труб ниже пружинного центратора. Соответственно, если нагрузка F будет меньше, либо равна F2 – радиального центрирующего усилия, создаваемого центратором, то установка центратора будет эффективна.
1. Башмак колонный с возможностью вращения БК–Вр.
2. Центратор пружинный с радиусными планками ЦПР.
3. Центратор–турбулизатор жесткий (ЦТН) из полимерного низкофрикционного материала.
4. Подвеска хвостовика нецементируемая типа ПХНВ1. – для спуска с возможностью вращения, подвески и герметизации хвостовиков.
В соответствии с ISO 10427 центратор, правильно установленный на обсадной трубе в стволе скважины, обеспечивает прогиб обсадных труб между центраторами или эксцентриситет обсадной колонны не более 67%.
За рубежом пружинные центраторы выпускаются в соответствии с требованиями международного стандарта ISO 10427 (5), разработанного на основании стандарта-спецификации 10Д Американского нефтяного института (АНИ). Стандартом предусматривается контроль следующих параметров пружинных центраторов:
– величины осевого усилия проталкивания центратора F1 в заданный диаметр ствола скважины;
– величины радиального центрирующего усилия F2, создаваемого центратором, при его эксцентричном расположении в стволе скважины;
– величины остаточной деформации центратора и отсутствие механических повреждений, после создания 50 циклов нагружения максимальным радиальным усилием.
В соответствии с требованиями международного стандарта ISO 10427 величина осевого усилия проталкивания центратора F1 не должна превышать веса обсадной трубы данного типоразмера длиной 12,2 м среднего удельного веса.
Величина радиального центрирующего усилия F2, создаваемого центратором, по ISO 10427 регламентируется величиной нагрузки на центратор, при которой обеспечивается эксцентриситет обсадной колонны не более 67%. Регламентирование такого соотношения усилий F1 и F2 по международному стандарту ISO 10427 позволяет обеспечить безаварийный спуск обсадных колонн, оснащенных пружинными центраторами и их надежное центрирование. При этом функциональные технологические свойства пружинных центраторов улучшаются, если у конкретной конструкции пружинного центратора величина осевого усилия проталкивания центратора F1 уменьшается, а величина радиального центрирующего усилия F2 увеличивается. Таким образом, соотношение F2/F1 можно обозначить как N – коэффициент технологичности центратора, при этом, в соответствии с требованиями стандарта ISO 10427, необходимо, чтобы N ≥ 1 и только для обсадных колонн диаметром более 245 мм допускаются значения N ≤ 1. Из вышеизложенного следует, что наилучшим коэффициентом технологичности обладают центраторы с минимальным усилием осевого проталкивания центратора F1 и максимальным радиально-центрирующим усилием F2. Этим условиям отвечают разработанные ООО НТЦ «ЗЭРС» центраторы типа ЦПР и центратор-турбулизатор жесткий (ЦТН).
Таким образом, в состав комплекса технических средств для обеспечения оптимальных условий спуска и цементирования обсадных колонн в горизонтальные скважины с большой длиной горизонтального участка входят следующие технические средства:
1) башмак колонный с возможностью вращения БК-Вр;
2) центратор пружинный с радиусными планками ЦПР;
3) центратор-турбулизатор жесткий (ЦТН) из полимерного низкофрикционного материала;
4) подвеска хвостовика нецементируемая типа ПХНВ1 для спуска с возможностью вращения, подвески и герметизации хвостовиков условным диаметром 114 мм.
Башмак колонный с возможностью 
вращения БК-Вр
Башмак колонный с возможностью вращения БК-Вр предназначен для оборудования низа обсадной колонны, с целью направления ее по стволу скважины и прохождения осложненных зон (каверны и зоны сужения ствола) без посадок. Это осуществляется за счет того, что эксцентрический наконечник башмака преодолевает уступы и огибает преграды. В горизонтальном стволе скважины посадка и последующая остановка движения обсадной колонны, как правило, всегда связаны с тем, что перед башмаком нагребается шлам, который находится на нижней образующей ствола скважины.
Для образного сравнения: движение обсадной колонны можно сравнить с трелевкой бревна по земле. Попробуйте оснастить бревно вращающейся полусферической эксцентричной головкой – и оно у вас будет скользить по любой неровной поверхности. Этот принцип и реализован в новой конструкции вращающегося башмака.
Для реализации этих рекомендаций при разработке БК-Вр предусмотрено следующие конструктивные особенности. Направляющая пробка башмака БК-Вр 114 выполнена со скосом 20 – 30° и эксцентричным смещением вершины округлого конуса относительно оси башмака.
Башмаки колонные с возможностью вращения БК-Вр прошли не только широкие заводские стендовые испытания, но и промысловое применение.
Центратор пружинный с радиусными
планками ЦПР
Известен центратор, состоящий из двух стальных колец, которые жестко скреплены между собой пружинными арочными планками. Их фиксирование на обсадной колонне достигается путем размещения центратора по обе стороны муфты обсадной трубы. Недостатком этой конструкции является следующее: при высокой центрирующей способности ограниченная проходимость по стволу скважины и высокие значения проталкивающего усилия. При спуске такого центратора в скважину наблюдается не трение планок по внутренней поверхности предыдущей обсадной колонны, а резание острыми кромками планок центратора внутренней поверхности обсадной
колонны, что значительно затрудняет спуск колонны с центраторами в скважину. Это явление объясняется тем, что планки центратора имеют прямоугольную форму с острыми кромками, а твердость материала планок центратора практически всегда выше твердости материала обсадной колонны и тем более твердости пород открытого ствола скважины. При спуске каждого последующего центратора шероховатость внутренней поверхности обсадной колонны возрастает, а в открытом стволе происходит разрушение пристенного слоя, что соответственно, приводит к нарастающим посадкам обсадной колонны.
Конструкция центраторов ЦПР лишена приведенных выше недостатков.
Технический результат достигается тем, что в пружинном центраторе, состоящем из центрирующих арочных планок и двух цельнокроенных обечаек, арочные пружинные планки центратора имеют в сечении дугообразную форму, и на их наружную поверхность нанесено полимерное покрытие, обладающее антифрикционными свойствами. Это исключает резание острыми кромками планок центратора внутренней поверхности обсадной колонны и разрушение пристенного слоя в открытом стволе скважины, а также обеспечивает более легкое прохождение обсадной колонны по стволу скважины, особенно в пологих и горизонтальных участках, поскольку арочные планки центратора взаимодействуют с внутренней поверхностью обсадной колонны и ствола скважины посредством трения скольжения с максимально низким коэффициентом трения.
Центратор-турбулизатор жесткий (ЦТН)
из полимерного низкофрикционного
материала
Применение жесткого центратора-турбулизатора из полимерного низкофрикционного материала должно обеспечить снижение коэффициента трения и облегчить процесс спуска обсадной колонны. Кроме того, центратор-турбулизатор обеспечивает закручивание потока жидкости, улучшая распределение тампонажного (цементного) раствора в затрубном пространстве.
ЦТН – центратор, изготовленный из полимерного низкофрикционного материала, не обладающего ярко выраженными пружинными свойствами. Устанавливается на обсадной колонне в строго заданном интервале и фиксируется от осевого перемещения стопорными кольцами.
Центраторы-турбулизаторы из полимерного низкофрикционного материала обладают следующими полезными свойствами:
• низким коэффициентом трения ( 0.04 – 0,1);
• легким весом: легко переносятся и монтируются вручную;
• изготовлены из специального композитного пластика, устойчивого к различным неблагоприятным факторам;
• материал инертен практически ко всем химическим веществам, использующимся в нефтяной отрасли;
• могут одинаково хорошо применяться в различных температyрных условиях (от -40 °С до +145 °С);
• выдерживают большую ударную нагрузку.
Результаты проведенных опытно-конструкторских работ, а также лабораторно-стендовых испытаний показали, что разработанные ООО «НТЦ «ЗЭРС» центраторы-турбулизаторы ЦТН типоразмеров ЦТН 102/116 мм и ЦТН 114/ 138 мм полностью соответствуют исходным техническим требованиям и техническому заданию (ТЗ) на их разработку. Была изготовлена опытная партия ЦТН 102/ 116 мм и ЦТН 114/ 138 мм для проведения опытно-промышленных работ по их применению на месторождениях ОАО «Газпромнефть-ННГ». Опытно-промышленные работы по применению центраторов турбулизаторов ЦТН из полимерного низкофрикционного материала проводились на 9 горизонтальных скважинах (ЗБС) шести месторождений ОАО «Газпромнефть-ННГ». На всех скважинах, где применялись центраторы-турбулизаторы ЦТН, Применение жесткого центратора–турбулизатора из полимерного низкофрикционного материала должно обеспечить снижение коэффициента трения и облегчить процесс спуска обсадной колонны. Кроме того, центратор–турбулизатор обеспечивает закручивание потока жидкости, улучшая распределение тампонажного (цементного) раствора в затрубном пространстве.
хвостовики доведены до проектной глубины без технологических осложнений. На Ярайнерском месторождении центраторы-турбулизаторы ЦТН 114/138 применялись при креплении скважин хвостовиками 114 мм без цементирования на следующих скважинах: куст №32 – скважина №128, куст №32 – скважина №126, куст №32 – скважина №125, куст №15 – скважина №316.
На Холмистом месторождении центраторы-турбулизаторы ЦТН 114/138 применялись при креплении скважины №43 (куст №3) со спуском хвостовика 114 мм без цементирования.
На Романовском месторождении центраторы-турбулизаторы ЦТН применялись при креплении скважины №2130 (куст №25) спуском хвостовика 102х114 мм без цементирования.
На Спорышевском месторождении центраторы-турбулизаторы ЦТН применялись при креплении скважины №274 (куст № 5) спуском хвостовика 114 мм с манжетным цементированием.
На Новогоднем месторождении ЦТН 102/116 применялись при креплении скважины №699 (куст №67) спуском хвостовика 102 мм без цементирования с использованием набухающих пакеров и технических средств для проведения МСГРП.
На Вынгапуровском месторождении ЦТН 102/116 применялись при креплении скважины №Р-85 спуском хвостовика 102 мм без цементирования с использованием набухающих пакеров и технических средств для проведения МСГРП.
На рис. 6. показана типовая для геолого-технических условий месторождений «Газпромнефть–Ноябрьскнефтегаз» скважина №128 (куст №32) Ярайнерского месторождения. Скважина с горизонтальным окончанием. Хвостовик 114 мм включает 81 фильтр, 50 штук центраторов ЦТН-114/138 и подвеску ПХН1.127/178-114 УИФ.
Подвеска хвостовика нецементируемая ПХНВ1. 127/178 – для спуска с возможностью вращения, подвески и герметизации
хвостовиков условным диаметром 114 мм
ПХНВ1.127/178 – подвеска хвостовика, нецементируемая для спуска с возможностью вращения, подвески и герметизации хвостовиков условным диаметром 114 мм (в дальнейшем по тексту – устройство). Устройство выпускается в трех исполнениях, которые отличаются по способу перекрытия внутренней полости транспортировочной колонны и точке промывки при спуске:
• при помощи шара ( ПХНВ1.127/178-114);
• при помощи шара, промывка при спуске производится через башмак (ПХНВ1.127/178-114-УИФ ОТТГ).
Объектом применения устройства являются скважины, обсаженные колоннами диаметром 178 мм, в которые спускаются хвостовики из обсадных труб диаметром 114 мм без цементирования.
При использовании устройств типа ПХНВ1.127/178 осуществляется следующая совокупность технологических операций:
1. Спуск устройства с возможностью вращения в составе хвостовика 114 мм на равнопроходной или близкой к ней транспортировочной колонне труб с внутренним диаметром не менее 50 мм.
2. Проведение промывки:
• через башмак (ПХНВ1.127/178-114-УИФ ОТТГ),
• не через башмак (ПХНВ1.127/178-114).
3. Повышение внутреннего избыточного давления
путем сброса шара КОШ1.102.004 (пробки ПЦВ114-78/64) и закачки необходимого объема бурового раствора, для посадки шара (пробки) в седло устройства.
4. Последовательное приведение в действие узлов якоря, пакера и автоматического разъединителя хвостовика от транспортировочной колонны путем повышения внутреннего избыточного давления.
5. Проведение промывки и подъем транспортировочной колонны.
Область применения устройства – вертикальные, наклонно-направленные (пологие) стволы скважин и стволы с горизонтальным окончанием, в которые спускаются и не цементируются хвостовики наружным диаметром 114 мм. Рабочая среда, в которой работает устройство, – буровой и тампонажный растворы, обработанные химическими реагентами, минерализованная пластовая вода, нефть и газ при температуре до 100 °С.
В настоящее время ведутся опытно-промышленные работы по промысловому применению комплекса технических средств для обеспечения оптимальных условий спуска и цементирования обсадных колонн в горизонтальные скважины с большой длиной горизонтального участка на десяти скважинах Мессояхинского и двадцати скважинах Новопортовского месторождений.
Все элементы комплекса технических средств для обеспечения оптимальных условий спуска и цементирования обсадных колонн в горизонтальные скважины с большой длиной горизонтального участка прошли не только широкие заводские стендовые испытания, но и промысловое применение.
