Технология цементирования хвостовиков

Technology of cementing tail pipes

V. NIKULIN, A. MUKHAMADIEV, R.GALIMOV, Burenie Co Ltd of Aznakaevskoe UBR, Tatneft JSC

На завершающей стадии разработки, когда доля легко извлекаемых запасов ежегодно сокращается, возникает необходимость ввода в эксплуатацию коллекторов низкой кондиции путем строительства горизонтальных скважин.

There is proposed technology of hauling-down and cementing of upper part of tail pipes when constructing horizontal wells.

При строительстве горизонтальных скважин, при креплении хвостовика, когда он имеет заранее перфорированную часть и цементируется выше фильтра, возникает ряд проблем:

– недохождение хвостовика до забоя без промывки через башмак;

– некачественное удаление глинистого раствора и шлама в интервале фильтра и заколонном пространстве хвостовика, что отрицательно влияет на дебит скважины.

Известные виды оборудования для спуска и цементирования верхней части хвостовиков с щелевыми фильтрами не отвечают требованиям безаварийности и не позволяют производить промывку в интервале фильтра. Это требует дополнительных затрат времени на обеспечение прохождения по хвостовику и очистку заколонного пространства.

Предлагаемая техника и технология спуска и цементирования верхней части хвостовиков диаметром 102 и 114 мм, разработанная Азнакаевским УБР совместно с ООО «Нефтяник» (г. Бугульма), устраняют вышеуказанные недостатки и способствуют более успешному проведению работ.

В качестве хвостовика используются фильтры с кислоторастворимыми магниевыми заглушками (ОРВ-102, ОРВ-114) или широко применяемые обсадные трубы диаметром 102 и 114 мм, которые после цементирования верхней части хвостовика вскрываются с применением гидромеханических перфораторов ПГМ-102 (114)М (рис. 1).
Рис. 1. Схема компоновки хвостовика
Компоновка хвостовика спускается в следующей последовательности:

– башмак;

– обратный клапан;

– башмачный сальник;

– фильтр ОРВ необходимой длины;

– верхний сальник;

– обратный эластичный клапан;

– обсадные трубы;

– (лев) неизвлекаемая часть разъединителя.
Техническая характеристика (табл)
Хвостовик подвешивается на элеватор на роторе. В хвостовик спускаются НКТ, предварительно оснащенные плунжером и шаровым узлом. На НКТ наворачивается «разъединитель». Затем на буровых трубах с периодическими промывками хвостовик спускается до забоя.

Далее:

– Цементирование верхней части хвостовика осуществляется после предварительного отсоединения по левой резьбе (определяется по индикатору веса).

– Перед цементированием в колонну труб бросается шар (диаметр шара ~28 мм), чтобы открыть цементировочные отверстия клапана разрушением срезных винтов при давлении 5,0 – 6,0 МПа (седло останавливается на упоре).

– Закачивается расчетное количество цементного раствора через отверстия клапанного узла.

– Подается цементировочная пробка, до получения сигнала «стоп» при достижении пробкой шарового клапана.

– Инструмент приподнимается на 1,0 м; обратной промывкой через отверстия герметизирующего узла вымывается цементный раствор, находящийся выше «головы» хвостовика.

– Затем инструмент извлекается, закрывается устье скважины. Извлеченные из скважины детали подвергаются ревизии и восстановлению для повторного применения.

В отличие от известных способов предлагаемая техника и технология цементирования позволяют:

во-первых, произвести спуск инструмента с хвостовиком с качественной промывкой до забоя без осложнений;

во-вторых, предварительно отсоединить хвостовик до начала цементирования и провести последующую герметизацию «головы» хвостовика при выполнении технологических операций;

в-третьих, исключить разбуривание цементировочной пробки и цементного стакана;

в-четвертых, за счет конструкции забоя в последующих процессах освоения и эксплуатации производить промывку избирательно, как фильтровой части ствола, так и заколонного пространства (рис. 2).

Иные применяемые конструкции исключают эти важные операции для восстановления производительности скважины. Предлагаемое оборудование может быть использовано для монтажа нецементируемых хвостовиков с щелевыми фильтрами с их промывкой по всей длине.
Рис. 2. Технологическая схема промывки, ОПЗ пространства за 102,114 мм хвостовиками:
1 – колонна НКТ, 2 – фильтр хвостовика, 3 – разобщитель с самоуплотняющейся манжетой, 4 – плунжер, 5 – башмачный сальник.
Выводы

Скважина является дорогостоящим капитальным гидротехническим сооружением, предназначенным для длительной эксплуатации. Качественное построение конструкций забоев горизонтальных скважин позволит интенсифицировать добычу нефти из коллекторов низких кондиций при осложненных геологических условиях.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Никулин В.А.

    ведущий инженер по креплению скважин

    ООО «Бурение» Азнакаевского УБР ОАО «Татнефть»

    Мухамадиев А.М.

    начальник ПТО

    ООО «Бурение» Азнакаевского УБР ОАО «Татнефть»

    Галимов Р.М.

    главный технолог

    ООО «Бурение» Азнакаевского УБР ОАО «Татнефть»

    Просмотров статьи: 13043

    Rambler's Top100 Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru