Технология заканчивания скважин

Technology of well completion

S. Skoblya, L. Polyakov, «Surgutneftegas» JSC

Выполнение руководящих документов и планов работ при спуске и креплении обсадных колонн в Сургутском УБР-2 является гарантией их качества.

In Surgut UBR-2 sophisticated technology of repair isolating jobs allows to shorten material-technical expenses and to speed-up introduction of wells into exploitation-operation.

Сургутское управление буровых работ №2 ОАО «Сургутнефтегаз» осуществляет строительство скважин на двенадцати месторождениях НГДУ «Нижнесортымскнефть». В управлении 13 буровых бригад и две бригады по подготовке буровых установок после монтажа к бурению. Строительство всех скважин ведется по групповым рабочим проектам на строительство наклонно-направленных эксплуатационных, нагнетательных, водозаборных и прочих скважин по каждому месторождению и конкретному продуктивному пласту. Проекты разрабатываются Сургутским научно-исследовательским и проектным институтом «СургутНИПИнефть».

Конструкция для всех скважин однотипная. При опасности размыва устьевого пространства на глубину 30 – 60 м спускается направление ∅ 324 мм и цементируется до устья. Для перекрытия верхних водоносных горизонтов, неустойчивых отложений, зон распространения многолетнемерзлых пород и люлинворских глин, склонных к вспучиванию, что приводит к нарушению целостности эксплуатационных колонн, кондуктор ∅ 245 мм спускается до глубины 750 – 850 м и цементируется до устья.

Эксплуатационная колонна в нагнетательных скважинах ∅ 146 мм (во всех остальных – ∅ 168 мм) спускается на 50 м ниже проектного продуктивного горизонта. Цементируется с перекрытием башмака кондуктора на 150 м.

Строительство скважин с горизонтальным вскрытием продуктивного пласта в настоящее время является приоритетным направлением в ОАО «Сургутнефтегаз». При этом эксплуатационная колонна ∅ 168 мм спускается в кровлю продуктивного пласта с заходом в пласт под углом 88 – 90°. Хвостовик ∅ 114 мм спускается в горизонтальный участок ствола скважины. При отсутствии воды в пласте хвостовик представлен дырчатыми фильтрами ФД-114. В остальных случаях в скважину спускаются обсадные трубы ∅ 114 мм и цементируется весь горизонтальный участок с заходом в эксплуатационную колонну ∅ 168 мм на 150 м. Во всех случаях хвостовики подвешиваются в эксплуатационной колонне с герметизацией межтрубного пространства на подвески производства Рязанского ОАО «Тяжпрессмаш» – ПХН – 114/168 (подвеска хвостовика не цементируемая) и ПХЦЗ – 114/168 (подвеска хвостовика цементируемая).

Для крепления скважин применяются обсадные трубы заводов Трубной металлургической компании. Башмаки колонные типа БКМ и клапаны обратные дроссельные типа ЦКОДМ поставляет краснодарский завод «Нефтемаш». Для центрирования обсадных колонн в скважине успешно используются пружинные сварные центраторы типа ПЦ, разработанные ООО НТЦ «ЗЭРС» и производимые на Рязанском заводе ОАО «Тяжпрессмаш».

Обсадные трубы, обратные клапаны и пакерная продукция перед поступлением в буровое управление проходят на Центральной трубной базе входной контроль резьбовых окончаний и проверку путем опрессовки под давлением 25 МПа. Результаты проверки оформляются соответствующим актом, сопровождающим продукцию до скважины.

На основании групповых технических проектов, регламентирующих документов по креплению скважин и правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, отдел проектирования строительства скважин СУБР-2 составляет планы работ на спуск и цементирование обсадных колонн с корректировкой нагрузок на спускаемую колонну и объемов жидкостей, тампонажных материалов и техники.

В плане отражаются:

1. Данные по скважине, включая:
  • диаметр и глубину спуска предыдущей колонны;
  • диаметр и глубину спуска рассматриваемой колонны и проектные уровни подъема тампонажных растворов;
  • диаметр долота, используемого для бурения под колонну, и параметры бурового раствора;
  • глубину залегания проектного пласта, пластовое давление, газовый фактор и коэффициент кавернозности скважины.
Последующие разделы содержат объемы необходимых работ по подготовке, спуску и цементированию обсадных колонн с указанием ответственных лиц по каждому пункту плана работ.

2. Подготовительные работы:
  • объем обсадных труб и патрубков, необходимых для завоза на буровую и укладки их на приемные стеллажи по толщинам стенок в обратном порядке спуска в скважину;
  • необходимые оборудование, инструмент, элементы оснастки обсадной колонны, химические реагенты, объем тампонажного материала;
  • подготовка жидкостей для приготовления тампонажных растворов и продавливания последних в затрубное пространство в полном объеме, нагретых до температуры окружающего воздуха;
  • подготовка ствола скважины к спуску колонны – шаблонирование, приведение параметров и объема бурового раствора до проектных значений;
  • проверка готовности буровой установки к спуску обсадной колонны комиссией районной инженерно-технологической службы с подписанием акта готовности;
  • проверка готовности буровой установки и скважины к спуску обсадной колонны, запрос разрешения у главного инженера управления на спуск обсадной колонны;
  • ознакомление всех инженерно-технических работников с планом работ, составление графика контроля выполнения плана работ и регламента при спуске обсадных труб в скважину, объемов долива в колонну бурового раствора и его вытеснения при спуске, соблюдение режима промывок – промежуточных и после спуска;
  • инструктирование вахт по контролю за шаблоном при шаблонировании обсадных труб, технологии подготовки обсадных труб, их свинчиванию, докреплению резьбы и спуску в скважину, контроль за выходом бурового раствора при спуске колонны и циркуляцией при промывках, подготовительных работах к цементированию.
3. Спуск обсадных колонн:
  • таблица очередности спуска обсадных труб в скважину, веса секций обсадных труб и расчетных коэффициентов запаса прочности;
  • конструкции всей обсадной колонны;
  • рекомендации по шаблонированию, очистке резьбы, смазке, свинчиванию, снятию колонны труб с клиньев и скорости спуска в скважину;
  • технология промежуточных промывок – производительнось буровых насосов, давление на стояке и продолжительность;
  • последовательность работ при спуске последних труб обсадной колонны.
4. Подготовительные работы к цементированию обсадной колонны:
  • заявка на тампонажную технику и объемы тампонажного материала;
  • ознакомление инженера тампонажного управления с планом работ;
  • составление акта готовности скважины и тампонажного флота к цементированию;
  • порядок работ по расстановке тампонажной техники; подготовка и установка цементировочной головки, обвязка ее тампонажными манифольдами, опрессовка последних.
5. Цементирование колонны:
  • расчет объемов цементных растворов и продавочной жидкости, расчет необходимого количества цемента и жидкости приготовления тампонажных растворов;
  • описание последовательности работ по цементированию – приготовление цементных растворов и закачка их в скважину, освобождение разделительной пробки и режим продавливания цементного раствора за обсадную колонну, допустимые рабочие давления окончания цементирования и момента посадки пробки на ЦКОД, порядок действий при возникновении нештатных ситуаций на момент окончания цементирования.
6. Заключительные работы после цементирования и ожидания затвердевания цемента включают в себя порядок действий по отвороту допускного патрубка, оборудование и герметизацию устья.

Общее руководство креплением скважин эксплуатационными колоннами и хвостовиками осуществляет инженер по креплению технологического отдела по заключительным работам в бурении.

В его обязанности входят:
  • проверка готовности буровой установки, скважины и буровой бригады к спуску колонны;
  • составление графика контроля над спуском и контроль его выполнения;
  • замер длины обсадных труб, ведение меры спускаемой колонны, контроль порядка спуска труб и установки колонной оснастки;
  • контроль качества промывок;
  • проверочный расчет объемов цементных растворов и продавочной жидкости, руководство цементированием и оформление всех документов по креплению скважины.
Технологический контроль спуска и цементирования обсадных колонн осуществляют закрепленный за буровой бригадой главный специалист, начальник отдела, руководство центральной и районной инженерно-технологических служб или специалисты, их замещающие.

Цементирование, в основном, производится в одну ступень, а при недоподъеме цементного раствора до проектного уровня производится наращивание цементного камня за колонной встречным цементированием.

На цементирование скважин в 2012 г. использовано 48 тыс. тонн тампонажного цемента, произведенного на заводах ОАО «Сухоложскцемент» (Свердловская область). Эксплуатационные колонны в интервале продуктивных пластов и выше 150 м и хвостовики цементируются высокосульфатостойким цементом марки ПТЦ-I-G-CC-1 с нулевым водоотделением. Остальной интервал эксплуатационной колонны, кондуктор и направление цементируются тампонажным цементом для холодных скважин марки ПТЦ-II-50. Вот уже 9 лет облегченный цементный раствор плотностью 1,50 г/см3 приготавливаем затворением цемента марки ПТЦ-II-50 суспензией бурового раствора плотностью 1,03 – 1,04 г/см3. В лаборатории тампонажных растворов тампонажного управления каждая партия цемента, получаемая управлением, проверяется на соответствие ГОСТу 26798.1 – 96 и ГОСТу 26798.2 – 96. Определяются следующие характеристики тампонажного раствора и камня:
  • плотность, растекаемость, водоотделение;
  • время загустевания, время начала и конца схватывания;
  • объем раствора заданной плотности, полученный из одной тонны цемента;
  • предел прочности цементного камня при изгибе и сжатии.
Эпизодически проводились испытания облегченного цемента ПЦТ-III-5-об-100 Сухоложского цементного завода, дающие хороший результат по подъему цементного раствора до проекта. В настоящее время для промышленного применения облегченного цемента заводского изготовления в тампонажном управлении ведутся работы по увеличению вместимости складов цемента и строительство новых складов на БПТОиКО объединения. В тампонажном управлении и в СургутНИПИнефти, а также на буровых предприятиях объединения проводятся лабораторные и промышленные испытания расширяющихся цементов различных производителей. Так, расширяющийся цемент РТМ-75 производства ООО НПФ «Спеццемент» г. Нижневартовск, примененный при цементировании нескольких скважин, позволил увеличить сплошной контакт в продуктивных горизонтах до 95 – 97%. Работы по цементированию скважин проводит Нижнесортымский цех Сургутского тампонажного управления. В СТУ ведется работа по совершенствованию технологии цементирования скважин, внедрению новой спецтехники. Внедряется новый двухнасосный плунжерный цементировочный агрегат УНП2 – 320х40, который по производительности заменяет два обычных агрегата ЦА-320. Применение осреднительной установки УОП-20 повышает сцепление цементного камня с колонной. Регулирование процесса цементирования осуществляется компьютеризированными станциями контроля, что позволяет добиваться необходимого качества крепления, существенно снижая погрешность измеряемых параметров цементирования.

Испытываются обсадные колонны на герметичность, после проведения геофизических работ по определению характера сцепления цементного камня с обсадными трубами и расположения цемента в затрубном пространстве, опрессовкой на внутреннее давление в соответствии с требованиями рабочего проекта на строительство скважины.

В процессе разбуривания, с целью уточнения геологического строения и площади распространения нефтенасыщенных коллекторов, на месторождениях производится бурение углубленных скважин на нижезалегающие горизонты. По результатам испытания выявленных объектов возникает необходимость их изоляции и перехода к испытанию вышележащих продуктивных горизонтов.

На сегодняшний момент с целью сокращения материально-технических затрат и скорейшего ввода скважин в эксплуатацию Сургутское УБР-2 успешно применяет свою усовершенствованную технологию проведения ремонтно-изоляционных работ на нижележащие испытанные объекты. Суть методики заключается в следующем. От забоя и выше верхних отверстий интервала перфорации производится установка песчаного экрана путем отсыпки необходимого интервала кварцевым песком, без спуска в скважину подвески насосно-компрессорных труб. Затем с помощью геофизической партии устанавливается цементный мост желонками не менее 5 м. После затвердевания цемента проводятся опрессовка цементного моста и переход к следующему объекту испытания. На вышеописанную технологию подано рационализаторское предложение. Эта методика позволяет избежать прихвата насосно-компрессорных труб в процессе цементирования и значительно экономит материально-технические ресурсы.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Скобля С.Р.

    Скобля С.Р.

    заместитель начальника по геологии СУБР-2

    ОАО «Сургутнефтегаз»

    Поляков Л.С.

    Поляков Л.С.

    начальник технологического отдела по заключительным работам в бурении СУБР-2

    ОАО «Сургутнефтегаз»

    Просмотров статьи: 16719

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru