Новые технические средства для повышения качества крепления скважин

New technical means to increase quality of wells lining

V. VANIFATYEV, A. DUDALADOV, S. TERENTYEV, A. STRYKHAR, ZERS STC CO. LTD.

Повышение надежности изоляции пластов при креплении скважин является одним из основных условий, обеспечивающих их долговечность и продуктивность. Этими же условиями определяется эффективность затрат на бурение нефтяных и газовых скважин.

ZERS STC Co. Ltd. developed and conducted industrial tests of new technical means for better quality of wells cementation.

Традиционная практика разобщения пластов при креплении скважин не предусматривает возможности регулирования процессов герметизации затрубного пространства в заданных малых интервалах. Этот недостаток может быть устранен систематическим использованием различных дополнительных – финишных и промежуточных – операций по повышению надежности крепи скважин в строго заданных, наиболее ответственных интервалах затрубного пространства. Такие операции, выполняемые в дополнение к традиционному процессу цементирования скважин, обеспечивают оперативное улучшение изоляции пластов и в настоящее время являются одним из важнейших резервов существенного или радикального повышения качества крепления скважин.

Необходим комплексный подход к разработке технологий и технических средств для оперативного улучшения изоляции пластов при креплении скважин. Очевидно, что эти разработки должны развиваться с учетом прогресса в технологии подготовки скважины к цементированию и непосредственно процесса цементирования, а также с учетом создания новых материалов для цементирования скважин.

В ООО НТЦ «ЗЭРС» разработан, прошел заводские стендовые и промысловые испытания целый ряд новых технических средств для повышения качества цементирования скважин. Промысловая практика применения показала, что кроме основных функциональных технологических свойств, влияющих на процесс цементирования скважины, к новому оборудованию предъявляются и дополнительные требования. Например, в связи с широким применением долот типа PDC к обратным клапанам типа ЦКОД и колонным башмакам предъявляются особенные условия по их разбуриванию, которые полностью исключают наличие металлических элементов в этих конструкциях.

Более того, наличие деталей из чугуна или сплава Д16Т также нежелательно, т. к. приводит к снижению показателей работы долот типа PDC из-под башмака обсадной колонны. Появление долот увеличенных диаметров, соответственно, потребовало внесения изменений по увеличению внутренних проходных диаметров заколонных гидравлических пакеров, муфт ступенчатого цементирования, устройств для спуска и подвеcки хвостовиков.

Учитывая, что ООО НТЦ «ЗЭРС» осуществляет комплексную поставку оборудования, которым оснащается обсадная колонна, начиная от башмака и заканчивая цементировочной пробкой, нами налажен выпуск принципиально нового оборудования для отечественного рынка.

Казалось бы, самое простое устройство, включаемое в состав обсадной колонны колонный башмак (БК). Он предназначен для направления обсадной колонны при спуске по стволу скважины, но при этом к нему предъявляется целый ряд противоречивых технических требований.

Технические требования к колонным башмакам
  • башмак должен быть устойчив к абразивному воздействию бурового и цементного растворов и позволять осуществлять промывку и цементирование обсадной колонны через центральное и боковые отверстия;
  • башмак должен быть устойчив к осевым сжимающим нагрузкам;
  • башмак должен быть устойчив к изгибающим нагрузкам;
  • при обязательном соблюдении всех выше указанных требований башмак должен легко разбуриваться, что и определяет изготовление направляющих пробок башмаков из таких материалов, как – сплав Д16Т, чугун и бетон.
Исходя из последнего условия ООО НТЦ «ЗЭРС», была осуществлена разработка башмаков БК–П с полимерной направляющей пробкой и проведены сравнительные стендовые испытания башмаков БК–П, изготовленных из различных полимерных материалов и башмаков типа БКБ с бетонными насадками.

Результаты заводских стендовых испытаний колонных башмаков из разных полимерных материалов

В процессе заводских стендовых испытаний определялись следующие параметры:
  1. Определение характера деформации полимерной насадки башмака БК–П 102 при создании осевой сжимающей нагрузки (рис. 1, 2) в температурном диапазоне 20 – 100°С.
  2. Проведение сравнительных стендовых испытаний башмаков типа БК–П 102 и башмаков типа БКБ с бетонными насадками по методике испытаний отраслевого стандарта ОСТ 39–011–87 на осевую сжимающую нагрузку.
  3. Проведение разбуривания башмаков БК–П на специальном стенде с использованием долот типа РИС.
  4. Определение появления остаточной деформации полимерной насадки башмака БК–П 102 при нагружении при комнатной температуре и при температуре 100°С.
Рис. 1. Схема стендовых испытаний башмаков типа БК-П 102 и башмаков типа БКБ с бетонными насадками по методике испытаний отраслевого стандарта ОСТ 39-011-87 на осевую сжимающую нагрузку
Рис. 2. Дефформация башмака из «полиацеталя» при осевой сжимающей нагрузке и температуре 20 и 100° С
Сравнение результатов испытаний башмаков БКБ и БК–П 102

На башмак БКБ (с бетонной насадкой) по ОСТ 39–011–87 предусмотрена максимальная осевая сжимающая нагрузка не более 5 тонн. В процессе испытаний на башмак БК–П 102 из полиацеталя создана осевая сжимающая нагрузка 20 тонн, как при температуре 20°С, так и при температуре 100°С.

При сравнении этих показателей видно, что башмаки БК–П 102 выдерживают в 5 раз большую осевую сжимающую нагрузку, чем башмаки БКБ.

Для повышения пригодности обратных клапанов к применению в промысловых условиях ООО НТЦ «ЗЭРС» осуществлена разработка обратных клапанов типа КОШ2 и ЦКОД3 с деталями из полимерных материалов. При этом были приняты следующие эксплуатационные критерии, для оценки пригодности обратных клапанов к применению в промысловых условиях.
  1. Определение работоспособности обратных клапанов на размыв под воздействием циркуляции эталонного бурового раствора.
  2. Возможность выдерживать перепад давления, направленный снизу. Обратный клапан после закрытия должен быть герметичен и выдерживать перепад давления снизу вверх.
  3. Способность выдерживать усилие, воздействующее сверху при посадке цементировочной пробки в момент сигнала «стоп».
  4. Возможность разбуривания обратного клапана.
  5. Коэффициент «пропускания потока» обратного клапана или перепад давления.
Испытания проводились в стендовых условиях при использовании эталонного бурового раствора на водной основе с параметрами, соответствующими требованиям международного стандарта ISO 10427:
  • плотность по ареометру АГ–3ПП или весам рычажным ВРП–1: 1440 кг/м3 – 1500 кг/м3;
  • условная вязкость по ВБР–1: 40 – 50 сек.;
  • содержание песка по ОМ–2: от 2% до 4%.
Результаты заводских стендовых испытаний для оценки пригодности обратных клапанов к применению в промысловых условиях приведены на рис. 3.

Испытания клапана осуществлялись путем создания замкнутой циркуляции эталонного бурового раствора с расходом жидкости не менее 1 м3/ мин. Свойства бурового раствора измерялись в процессе циркуляции и регулировались по мере необходимости. В процессе испытаний регистрировался расход и давление (Р1г и Р1в) прокачиваемой жидкости. Через интервал в 2 часа останавливалась подача жидкости и проводилась проверка методом противодавления, т. е. опрессовка клапана на герметичность.
Рис. 3. Результаты заводских стендовых испытаний, для оценки пригодности обратных клапанов к применению в промысловых условиях. 72 часа – результаты испытания обратных клапанов КОШ2.102 по определению работоспособности на размыв под воздействием циркуляции эталонного бурового раствора
Результаты испытаний обратных клапанов на размыв считались положительными, если обратные клапана сохранили свою герметичность и в вертикальном и в горизонтальном положении после циркуляции через них эталонной жидкости в течение не менее 24 часов с проверкой герметичности через каждые 2 часа. Испытания продолжались до потери герметичности обратных клапанов.

Разработаны и другие устройства, обеспечивающие центрирование обсадной колонны в стволе скважины и создание седиментационно уплотненных зон в затрубном пространстве.

Это устройство для ограничения седиментационных процессов в цементном растворе УЭЦС (рис. 4), заполняющем заколонное пространство скважины за обсадной колонной.
Рис. 4. Устройство для ограничения седиментационных процессов в цементном растворе УЭЦС, заполняющем заколонное пространство скважины за обсадной колонной
После окончания цементирования лепестковые манжета и обечайка экранирующего устройства, достаточно плотно контактируя между собой и со стенками скважины (в частности некруглого сечения), образуют платформу для седиментации твердой фазы тампонажного раствора. На ней самопроизвольно формируется уплотненная цементная перемычка, препятствующая вместе с экранирующим устройством опусканию столба тампонажного раствора в стволе скважины. Рабочая среда, в которой работает устройство – буровой и тампонажный растворы, обработанные химическими реагентами, минерализованная пластовая вода, нефть и газ при температуре до 100°С. Основные технические данные приведены в табл.
Табл.
Спуск обсадной колонны с устройст­вом производится по стандартной технологии. Место установки устройства в стволе скважины указывается геологической службой бурового предприятия. Промысловая практика применения УЭЦС показала, что в зависимости от геолого–технических условий скважины достаточно устанавливать на одной обсадной колонне от 3 до 5 устройств типа УЭЦС.

Радикальное средство улучшения изоляции пластов в строго заданных интервалах заколонного пространства скважины – применение заколонных пакеров, включающих уплотнительный элемент в виде эластичной манжеты различной конфигурации.

Уплотнительные элементы известных пакерующих устройств деформируются гидромеханически (например, осевым сжатием при перемещении гидротолкателя) или гидравлически (созданием в их полости избыточного давления). Пакеры, соответственно, называют гидромеханическими и гидравлическими. Пакеры, не перекрывающие канал обсадной колонны, получили название проходных.

По документации, разработанной ООО НТЦ «ЗЭРС», выпускаются заколонные проходные пакеры обоих типов для обсадных колонн диаметром 245 мм.

Пакер гидромеханический проходной для предотвращения межпластовых перетоков ПГУП 245 предназначен для надежной изоляции газонефтеводоносных пластов на любых глубинах. Пакер ПГУП 245 состоит из двух практически одинаковых и работающих независимо друг от друга узлов: верхнего и нижнего, герметизирующие элементы которых направлены навстречу друг другу (рис. 5).

Пакер срабатывает следующим образом: при прохождении через него цементировочной пробки она сбивает полый срезной штифт. После получения сигнала «стоп» и сброса давления в цементировочной головке до нуля пакер подготавливается к срабатыванию. При последующем наращивании давления гидротолкатель перемещается в осевом направлении. При перемещении гидротолкателя резиновая манжета деформируется, надвигаясь на конусную поверхность гидротолкателя, и прижимается к стенке скважины, таким образом герметизируя заколонное пространство. Фиксатор 5 фиксирует конечное положение гидротолкателя.

Кроме непосредственной изоляции пластов пакер обеспечивает оптимизацию условий формирования и службы кольца цементного камня в прилегающих зонах. В частности, исключает проникновение пластового газа или агрессивной жидкости в твердеющую тампонажную смесь, центрирует смежные участки колонны, вызывает образование над собой зоны седиментационного уплотнения тампонажного раствора, защищает цементный камень от ударной волны при перфорации, сохраняет его контакт с трубами при изменении осевых нагрузок на колонну и т. д. Пакер также, герметично разделяя жидкость в затрубном пространстве, уменьшает давление и исключает значительную водоотдачу тампонажного раствора ниже места его установки. Таким образом, в этой зоне исключается значительная усадка цементного камня и, следовательно, нарушение его контакта со стенкой скважины, а пакер, установленный над продуктивным пластом, по вышеуказанным факторам сохраняет коллекторские свойства пласта в период ОЗЦ. Пакер после срабатывания не перекрывает проходного канала обсадной колонны. На обсадной колонне может быть установлено несколько пакеров.

Областью применения пакера являются скважины диаметром (по долоту ) 295,3 мм, в которые спускаются обсадные колонны диаметром 245 мм.

Заколонные гидромеханические проходные пакеры типа ПГУП 245 совместно с УЭЦС–245 применялись для предотвращения газоперетоков в процессе ОЗЦ на Варьеганском месторождении. Так, при бурении скважины №3418 куста 3 Варьеганского месторождения только применение указанного оборудования позволило предотвратить появление давления в межколонном пространстве. Успешно применяются пакеры ПГУП 245 при креплении скважин на Южно-Русском месторождении.

Для оборудования подземных резервуаров Аксарайского подземного хранилища углеводородов необходимо было спустить 245 мм эксплуатационную колонну в 324 мм техническую и, заполнив межколонное пространство ингибитором коррозии, загерметизировать внизу межколонное пространство 324 – 245 мм.
Рис. 5. Технологическая схема применения пакера ПГУП 245 на скважинах Аксарайского подземного хранилища углеводородов
Для решения этой задачи были разработаны специальная конструкция пакера и технология его применения (рис. 5). В конструкцию пакера были добавлены якорное устройство и посадочное седло под шар. После спуска колонны до заданной глубины во внутреннюю полость колонны сбрасывался шар диаметром 76 мм, создавалось давление 4 – 5 МПа, для приведения в действие якорного устройства. Создавали натяжку обсадной колонны, подвешивали колонну в колонной головке на клинья, обрезали и устанавливали герметизирующие уплотнения и фонтанную арматуру. После этого закачивали обратной промывкой в межколонное пространство расчетное количество ингибитора коррозии, затем, создавая внутри 245 мм колонны давление 10 – 12 МПа, приводили в действие пакер ПГУП, герметизируя таким образом межколонное пространство у свода подземного резервуара. Такая работа была успешно проведена на шести резервуарах подземного хранилища Аксарайского ГПЗ.

В настоящее время в качестве заколонных используют как гидромеханические, так и в большей мере гидравлические пакеры. Пакеры обоих видов устанавливают как в зоне предыдущей обсадной колонны, так и в зоне открытого ствола. Однако гидравлические пакеры имеют более широкую область применения, особенно в открытом стволе, благодаря повышенной длине уплотнительного элемента и большему коэффициенту пакеровки.

Конструкция гидравлического пакера с высокоэластичным рукавным элементом предусматривает надежное и герметичное соединение уплотнительного элемента пакера к его корпусу. Непосредственно уплотнительный элемент пакера, перекрывающий затрубное пространство, выдерживает перепады давления между разобщаемыми зонами в несколько раз больше, чем цементное кольцо аналогичной высоты. Применение заколонных пакеров в локальных зонах затрубного пространства позволяет полностью исключить в этих зонах отрицательное влияние геолого–технических факторов на герметичность контакта «обсадная труба – стенка скважины» и герметичность и прочность самого цементного камня.

Однако создание гидравлического рукавного пакера на обсадную колонну диаметром 245 мм потребовало радикального изменения принципа крепления уплотнительного элемента на корпусе пакера.

Многочисленными стендовыми и лабораторными исследованиями, проведенными В.И. Ванифатьевым и Ю.З. Цыриным (1, 2), было установлено, что обжатие уплотнительного резинотканевого рукава наружным стаканом не позволяет обеспечить надежную концевую заделку рукава. В стендовых условиях разгерметизация уплотнительного элемента пакера происходила уже при создании перепада давления между разобщаемыми зонами порядка 50 кгс/см2 из–за разрушения концевой заделки последнего.

Для увеличения выдерживаемого перепада давления пакером были разработаны принципиально новая техника и технология крепления уплотнительного элемента к внутреннему корпусу пакера.

Использование нового принципа крепления уплотнительного элемента на внутреннем корпусе пакера позволило разработать и создать заколонный гидравлический проходной пакер для предотвращения межпластовых перетоков типа ПГПМ1. 245 для обсадных колонн диаметром 245 мм.

Заводские стендовые испытания пакера ПГПМ1. 245 выявили, что при установке пакера в кожух диаметром 335 мм, что соответствует значению коэффициента пакеровки 1,24, уплотнительный элемент выдержал перепад давления 220 кг/см2 при заданном максимальном перепаде 150 кг/см2.

Пакер гидравлический проходной с малогабаритным клапанным узлом ПГПМ1. 245 для обсадной колонны 245 мм предназначен для надежной изоляции газонефтеводоносных пластов на любых глубинах.

Пакер ПГПМ1 состоит из следующих основных элементов (рис. 6): верхнего переводника 1, резинотканного уплотнительного элемента 2, узла защиты пакера от преждевременного срабатывания 3, корпуса клапанного узла 4, клапанного узла пакера 5, нижнего переводника 6.
Рис. 6. Пакер ПГПМ1.245
Пакер ПГПМ1. 245 изготавливается с длиной уплотнительного элемента 2000 мм. Он защищен от преждевременного срабатывания, приводится в действие после получения сигнала «стоп» при цементировании обсадной колонны, путем сброса и наращивания внутреннего давления. Пакер может быть заполнен отверждаемым гидрофобным полимерным составом, который после приведения пакера в действие, взаимодействуя с продавочной жидкостью, отверждается.

Пакер ПГПМ1.245 или пакер ПГУП 245, устройство УЭЦС–245 входят в состав комплекса технических средств для повышения качества цементирования скважин, в которые спускаются обсадные колонны диаметром 245 мм. Кроме указанных устройств в комплекс входят: башмак 245 с цементной или пластиковой направляющей пробкой, клапан ЦКОД–245 и сварные пружинные центраторы типа ПЦ245/295–02 (3), соответствующие требованиям международного стандарта ISO 10427.

Литература

  1. Цырин Ю.З., Ванифатьев В.И. Крепление скважин с применением проходных пакеров. М.: Недра,1987.
  2. Цырин Ю.З, Ванифатьев В.И., Фарукшин Л.Х., Дудаладов А.К., Чуев П.А. Пакеры и специнструмент для разобщения пластов при креплении скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1990.
  3. Дудаладов А.К., Ванифатьев В.И., Елуферьев Ю.М., Володин А.М., Сорокин В.А., Клинов А.А., Попов В.В. Технология изготовления и заводские стендовые испытания пружинных сварных центраторов для обсадных колонн нефтяных и газовых скважин // Вестник ассоциации буровых подрядчиков. № 3. 2005.

References

  1. Yu.Z. Tsyrin, V.I. Vanifatyev. Lining of wells with use of pass packers. M., Nedra. 1987.
  2. Yu.Z. Tsyrin, V.I. Vanifatyev, L.Kh. Farukshin, A.K. Dudaladov, P.A. Chuev. Packers and special instruments for formation isolation during wells lining. M., VNIIOENG. 1990.
  3. Manufacturing technology and plant stand tests of spring welded centralizers for casing strings of oil and gas wells. A.K. Dudaladov, V.I. Vanifatyev, Yu.M. Yeluferyev, A.M. Volodin, V.A. Sorokin, A.A. Klinov, V.V. Popov “Association herald of drill contractors”. #3. 2005.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Ванифатьев В.И.

    Ванифатьев В.И.

    к.т.н., генеральный директор

    ООО НТЦ «ЗЭРС»

    Дудаладов А.К.

    Дудаладов А.К.

    к.т.н., главный технолог

    ООО НТЦ «ЗЭРС»

    Терентьев С.В.

    главный конструктор

    ООО НТЦ «ЗЭРС»

    Стрыхарь А.Ф.

    Стрыхарь А.Ф.

    зам. главного технолога

    ООО НТЦ «ЗЭРС»

    Просмотров статьи: 8382

    Rambler's Top100 Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru