Новая технология и инструменты для разобщения пластов профильными перекрывателями

New technology and instruments for formation isolation by profiling packers

I. Gus’kov, A. Vakula, «Tatneft» JSC
V. Filippov, A. Kirshin, V. Pronin, D. Maximov, TatNIPIneft
I. Mukhamadeev, «System-Service» MC LLC, N. Timkin, «Perekryvatel» LLC

При локальном креплении скважин профильными перекрывателями с использованием расширителей наибольшая эффективность достигается при одновременном бурении и расширении ствола скважины. Авторы представляют разработанные и испытанные на практике новые конструкции породоразрушающих элементов расширителя.

During local fastening of wells by profiling packers with use of expanders the most efficiency is obtained during simultaneous drilling and reaming-enlargement of wellbore. The authors present new designs of packer’s rock-disintegration elements (developed and tested in practice).

Рис. 1. Расширитель раздвижной РРМ 216/240 (а – в транспортном положении; б – в рабочем положении)
1 – гидрокамера; 2 – плашка с резцами PDC; 3 – корпус; 4 – верхний переводник; 5 – пружина; 6 – поршень; 7 – нижний переводник
Одними из основных инструментов в комплексе оборудования, которое применяется для осуществления технологии локального крепления скважин профильными перекрывателями (ПП), являются расширители. Наибольшая эффективность достигается при одновременном бурении и расширении ствола скважины. При этом расширители по своим техническим параметрам не должны уступать современным долотам, которые применяются при бурении скважин.

Опыт применения шарошечных расширителей РРМ 216/237, предназначенных для увеличения диаметра скважин с 215,9 до 237 мм роторным способом, показал, что расширение осуществляется с механической скоростью 3 – 9 м/ч, а проходка на один спуск бурового инструмента составляет 50 – 70 м в зависимости от крепости пород.

В целях улучшения технико-экономических параметров, в частности увеличения проходки, совместно с СП ЗАО «УДОЛ» (г. Ижевск) были разработаны новые конструкции породоразрушающих элементов расширителя, в которых функции расширения и калибровки ствола скважины выполняют специальные плашки (рис. 1).

Плашки нового расширителя оснащены двумя типами породоразрушающих элементов – это резцы, армированные синтетическими алмазами (РDС), и зубки из твердого сплава. Основным отличием данной конструкции плашек является то, что каждый резец продублирован дополнительным твердосплавным элементом – «импрегом» [1].

Испытания расширителя в процессе одновременного бурения и расширения скважины были проведены на скважинах №№40101Р, 4968Д и №34046. Механическая скорость составила 5 – 7,85 м/ч, проходка – 300 – 400 м на один комплект плашек.

Рис. 2. Результаты геофизических исследований (ГК, каверномер, НГК) интервала бурения с одновременным расширением скважины №34046 Чишминской площади, 2011 г.
На рис. 2 приведены результаты геофизических исследований интервала бурения с одновременным расширением ствола скважины 34046 Чишминской площади (Татарстан) расширителем РРМ 216/240 с резцами РDС.

Стратиграфическое подразделение верхнефаменский подъярус. Горный разрез представлен известняками с прослоями доломитов, кроме этого, нередко присутствуют интервалы с несцементированными карбонатами, при бурении которых наблюдаются поглощения промывочной жидкости. Общая длина расширенного участка составила 131 м, из них 10 м расширили в ранее пробуренном участке ствола скважины (1524 – 1534 м), а остальные 121 м (1534 – 1655 м) – с одновременным бурением долотом диаметром 215,9 мм.

Режимы расширения участка в интервале 1524 – 1534 м следующие: число вращения ротора – 65 об/мин., осевая нагрузка – 20 – 30 кН, производительность насоса – 0,03 – 0,032 м3/с. Средняя механическая скорость составила 6,31 м/ч.

Расширение с одновременным бурением участка в интервале 1534 – 1655 м проводилось в следующих режимах: число вращения ротора – 65 об/мин., осевая нагрузка – 180 – 200 кН, производительность насоса – 0,03 – 0,032 м3/с. Средняя механическая скорость составила 7,85 м/ч. Расширенный участок диаметром 240 мм ровный, что очень важно для плотного прижатия к стенкам ствола скважины ПП. Одновременное бурение и расширение ствола скважины позволили исключить затраты времени на подготовку ствола скважины перед спуском перекрывателя.

Таким образом, использование расширителя с плашками, оснащенными резцами PDC при одновременном бурении и расширении скважины, значительно увеличивает показатели по сравнению с расширением уже пробуренного ствола за счет уменьшения вибраций и ударных нагрузок на породоразрушающие элементы. Механическая скорость при этом увеличилась в 1,25 раза. Износ резцов PDC был минимальным и составил не более 15%, что позволяет использовать расширитель многократно, без замены дорогостоящих плашек.
Рис. 3. Схема компоновки оборудования для установки профильных перекрывателей в скважинах диаметром 215,9 мм за одну СПО с раздачей резьбовых соединений пуансонами, используя гидродомкрат


Рис. 4. Раздвижные пуансоны (а – гидравлический ПГ-218; б – механические ПМ-196 и ПМ-208)
1 – верхний переводник; 2 – корпус; 3 – сферические, секционные, раздвижные плашки-расширители; 4 – втулка, фиксирующая положение плашек;5 – пружина; 6 – нижний переводник; 7 – штуцер; 8 – гидрокамера
В компоновку нового оборудования для установки профильного перекрывателя в скважине (рис. 3), кроме профильных труб с резьбовыми соединениями ОГ1м-200, входят: извлекаемый башмак, пакерующие элементы, посадочное устройство, пуансоны механические диаметром 186, 196, 208 мм и пуансон гидравлический диаметром 218 мм, шарнир, гидродомкрат, УБТ и бурильные трубы.

С учетом опыта работ, проведенных с помощью ПП на скважине №4IKL в Иране, вместо сплошных конусных пуансонов были разработаны раздвижные гидравлический и механические пуансоны (рис. 4). Раздача цилиндрических участков и резьбовых соединений ПП осуществляется с помощью сферических, секционных плашек-расширителей 3, установленных на корпусе 2 с помощью конусных пазов типа «ласточкин хвост». В гидравлическом пуансоне (рис. 4а) с помощью пружины 5 и фиксирующей втулки 4 плашки находятся в транспортном положении, а в рабочее положение выводятся за счет давления, возникающего в камере 8 в процессе циркуляции жидкости из-за наличия штуцера 7 (на рис. 4 ПГ-218 показан в рабочем положении). После прекращения закачки жидкости в бурильные трубы плашки вновь занимают транспортное положение.

В механических пуансонах (рис. 4б) сферические, раздвижные плашки-расширители 3 с помощью пружины 5 и втулки 4 находятся в рабочем положении. Однако при перемещении вверх плашки по конусным пазам могут опускаться вниз и уменьшать общий диаметр пуансона, исключая возможность заклинивания внутри перекрывателя.

На рис. 5 приведен общий вид гидродомкрата, который за счет камер 7 высокого давления (3 – 5 камер) через переводник 6 создает нагрузку (до 60 – 70 т) на пунсоны. Перепад давления в камерах гидродомкрата создается при циркуляции жидкости за счет штуцеров 7 (рис. 4), установленных в пуансонах.

Испытания по установке ПП на скважине №34046 проводились по схеме, показанной на рис. 3 [2]. Общая длина ПП составила 105 м. Всего было расширено пуансонами 7 цилиндрических участков, из них 5 – с резьбовыми соединениями.

Рис. 5. Конструкция скважинного гидродомкрата
1 – корпус; 2 – цилиндр; 3 – поршень; 4 – шток; 5 – верхний переводник с шестигранником; 6 – нижний переводник; 7 – камеры высокого давления
При раздаче резьбовых соединений механическими пуансонами минимальная нагрузка составила 270 кН, максимальная – 420 кН. В тех случаях, когда веса УБТ было недостаточно для раздачи, подключали насос и создавали дополнительную нагрузку с помощью гидродомкрата. При работе гидравлическим пуансоном диаметром 218 мм нагрузки составили от 340 до 420 кН. Нагрузка при раздаче верхней цилиндрической части перекрывателя составила 380 кН, а башмак выдавили с посадочного места при нагрузке 550 кН. Все полученные нагрузки были в пределах расчетных [3]. На установку ПП длиной 105 м, включая геофизические исследования и калибровку третьего и пятого резьбовых соединений одношарошечным развальцевателем, которые были недорасширены из-за недостаточного опыта работы с гидравлическим раздвижным пуансоном совместно с гидродомкратом, затраты времени составили 50 ч. Износ пуансонов и какие-либо другие дефекты на элементах оборудования не обнаружены.

Таким образом, испытания показали надежность и полную работоспособность новой технологии локального крепления скважин с использованием способа одновременного бурения с расширением и метода раздачи резьбовых соединений с помощью пуансонов и гидродомкрата.

Опытно-промышленные работы в скважине №18 Александровского месторождения по применению технологии бурения с одновременным расширением ствола скважины для последовательной изоляции нескольких зон осложнений ОЛКС-216М были начаты после крепления интервала 0 – 620 м обсадной колонной диаметром 245 мм.

Бурение интервала 650 – 680 м проведено роторным способом с одновременным расширением ствола с диаметра 215,9 мм до 240 мм расширителем РРМ-216/240М.

С глубины 680 м продолжены бурение и одновременное расширение ствола скважины c применением забойного двигателя ДР-178.

Собрали компоновку: трехшарошечное долото 215,9 НЕ44, расширитель РРМ-216/240М, забойный двигатель ДР-178, телесистема и 100 м УБТ-178. Бурение выполнялось с нагрузкой 14 – 16 тс, при давлении 10 МПа и проворотом бурильной колонны с частотой вращения 10 – 20 об/мин.

На глубине 700 м выход циркуляции составил 90%, а при забое 1030 м циркуляция прекратилась. С набором воды пробурили до глубины 1042 м. Провели подъем инструмента для записи каверномера. Осмотр расширителя показал, что после 387 м бурения диаметр в рабочем положении не изменился и составил 240 мм.

По данным интерпретации кавернометрии в интервале расширения ствол скважины ровный, без сужений, диаметром 240 мм.

Для дальнейшего бурения скважины применили компоновку: трехшарошечное долото 215,9 НЕ44, РРМ-216/240, двигатель ДШОТР-172 и 100 м УБТ-178. С глубины 1229 м подъем бурильной колонны происходил с затяжками.

Расширение до глубины 1240 м выполнили отдельным рейсом расширителя роторным способом с нагрузкой 16 тс, при давлении 5 – 10 МПа с аэрированием промывочной жидкости. Выход циркуляции в процессе работы составлял от 0 до 80%.

На устье скважины выполнили визуальный осмотр расширителя. После 585 м бурения диаметр расширителя в рабочем положении составил 238 мм.

По результатам радиоактивного каротажа и кавернометрии интервал 998 – 1155 м решили изолировать ПП.

На устье скважины собрали компоновку: резьбосварной перекрыватель длиной 157 м, пуансоны механические диаметром 196 и 204 мм, пуансон гидравлический диаметром 218 мм, гидродомкрат и 200 м УБТ-178.

Рис. 6. Изоляция шести зон осложнений профильными перекрывателями в процессе бурения с одновременным расширением и одной зоны по традиционной технологии в скважине №18 Александровского месторождения
С целью уменьшения осевых нагрузок при раздаче резьбовых соединений применена резьба ОГ1м-200 вместо ранее применявшейся ОГ1м-194. При свинчивании резьбовых соединений расширяемых труб использовали разработанный в ТатНИПИнефть резьбовой гетерогенный герметик, который обеспечивает высокую степень герметичности резьбовых соединений после их расширения на 25%.

Раздача профильного перекрывателя до диаметра 204 мм механическими пуансонами проводилась усилием 30 – 40 тс, создаваемым весом УБТ. При раздаче резьбовых соединений профильных труб до диаметра 218 мм и выдавливании башмака перекрывателя осевую нагрузку создавали домкратом гидравлическим.

Раздача профильных труб гидравлическим пуансоном в интервале 998 – 1155 м происходила без выхода циркуляции. На установку ОЛКС-216М длиной 157 м затрачено 48 ч [4].

В связи с отсутствием циркуляции промывочной жидкости было принято решение об установке второго перекрывателя для изоляции зоны поглощения.

После раздачи пуансонами ПП в интервале 724,5 – 853 м выход промывочной жидкости составил 80%. Второй перекрыватель длиной 128,6 м был установлен за 58 ч (рис. 6).

В обоих случаях извлечь башмак с помощью захватного устройства, расположенного на посадочном устройстве, не удалось. Ловильная головка башмака с радиальными проточками была изготовлена из полиамида, и при захвате происходило срезание ее уступов. После замены полиамидного материала ловильной головки на чугун башмаки стали извлекать без проблем. Конструкции извлекаемых башмаков представлены на рис. 7.
Рис. 7. Конструкции извлекаемых башмаков а – с полиамидной ловильной головкой; б – с чугунной


Далее бурение продолжили компоновкой: трехшарошечное долото 215,9 мм НЕ47, расширитель РРМ-216/240, двигатель ДШОТР-172 и 100 м УБТ-178. При выходе промывочной жидкости 40 – 80% выполнили бурение с одновременным расширением ствола скважины до глубины 1532 м.

Установкой третьего перекрывателя длиной 88 м в интервале 1427 – 1515 м перекрыли зону осыпания стенок скважины в верейских отложениях (рис. 6). Время на установку перекрывателя составило 37 ч.

Продолжили бурение до глубины 1978 м компоновкой: трехшарошечное долото 215,9 мм НЕ47, РРМ-216/240, двигатель ДШОТР-172 и 100 м УБТ-178. Выход промывочной жидкости составил 40%.

Перед переводом скважины на промывку глинистым раствором для дальнейшего углубления провели радиоактивный каротаж и кавернометрию ствола скважины.

Для перекрытия зоны с наибольшей интенсивностью поглощения установили четвертый и пятый перекрыватели. Четвертый перекрыватель длиной 140 м установлен в интервале 1584 – 1724 м. Время на установку составило 34 ч. Пятый перекрыватель длиной 51,5 м установлен в интервале 1799 – 1850,5 м за 28 ч (рис. 6).

С глубины 1978 м бурение продолжили на глинистом растворе без одновременного расширения ствола скважины.

Перед переходом на промывку скважины глинистым раствором оставшиеся зоны поглощения изолированы намывом наполнителя. При этом возникла необходимость изоляции зоны поглощения шестым ПП длиной 70,6 м в интервале 652 – 722,6 м, который был установлен за 22 ч (рис. 6). В процессе бурения на глубине 2400 – 2436 м происходили провалы, заклинивания бурового инструмента и началось поглощение бурового раствора. Обваливание происходило при каждом наращивании бурильного инструмента, поэтому бурение велось с проработками пробуренного интервала.

Рис. 8. Посадочная головка
1 – профильный патрубок; 2 – пуансон для предварительной раздачи шестилучевого патрубка; 3 – пуансоны калибрующие; 4 – захват для башмака
Было принято решение – изолировать зону осложнения седьмым ПП. В связи с этим выполнили расширение ствола скважины в интервале 2323 – 2449 м. После изучения материалов записи каверномера выявлены недорасширенные участки ствола скважины. Повторным спуском расширителя расширили суженные участки ствола скважины. На устье скважины собрали компоновку: перекрыватель длиной 120 м, пуансоны, домкрат гидравлический, 200 м УБТ-178 и установили в интервале 2324 – 2444 м (рис. 6). В процессе работы геофизической партии по привязке репера для уточнения интервала установки ПП произошел прихват бурового инструмента.

В связи с возникшей аварийной ситуацией было принято решение о выправлении перекрывателя гидравлическим давлением с последующей пулевой перфорацией верхней части корпуса гидродомкрата для восстановления циркуляции и установки нефтяной ванны. После установки нефтяной ванны и расхаживания бурильной колонны проведены освобождение и отсоединение инструмента от перекрывателя. Механическую раздачу цилиндрических участков перекрывателя выполнили последовательно одношарошечными развальцевателями диаметром 196, 208, 216 и 218 мм за четыре спуско-подъемные операции. В связи с дополнительным расширением ствола скважины и работами с одношарошечными развальцевателями время на установку перекрывателя составило 264 ч.

Одной из наиболее серьезных проблем после установки ПП является прохождение компоновкой, включающей трехшарошечное долото, «головы» профильного перекрывателя из-за образования концевого сужения. Для исключения концевого сужения разработана посадочная головка (рис. 8).

Установка в посадочной головке профильного патрубка 1 над цилиндрическим исключает «концевой эффект» при его расширении и создает надежную направляющую воронку на «голове» перекрывателя, позволяющую свободно проходить компоновкам бурового инструмента.

Новая конструкция посадочной головки применена на данной скважине при установке трех перекрывателей (четвертый, пятый и шестой), что обеспечило беспрепятственное прохождение через «голову» профильного перекрывателя спускаемых компоновок без дополнительного рейса развальцевателя для устранения концевого эффекта.
Таб. 1. Данные по длине установленных в скважине №18 перекрывателей и затратам времени


В табл. 1 приведены данные по длине установленных в скважине №18 перекрывателей и затратам времени по новой (п. 1 – 6) и традиционной (п. 7) технологиям.

Следующим этапом научных исследований по совершенствованию расширяемых систем ОАО «Татнефть» являются снижение количества УБТ для раздачи цилиндрических участков пуансонами и разработка компоновки профильных труб, позволяющей проводить промежуточные промывки в процессе спуска перекрывателя в скважину.

Литература

  1. Пат. №2491405 РФ. Расширитель скважин / Абдрахманов Г.С., Хамитьянов Н.Х. [и др.]; опубл. 27.11.09.
  2. Пат. №2374424 РФ. Способ и устройство изоляции зон осложнения бурения скважины профильным перекрывателем с цилиндрическими участками / Абдрахманов Г.С., Ибрагимов Н.Г. [и др.]; опубл. 2009 г.
  3. Абдрахманов Г.С., Юнышев Л.В., Хамитьянов Н.Х., Вильданов Н.Н. Теоретические исследования по определению энергосиловых параметров раздачи цилиндрических участков профильных труб сферическими пуансонами. М.: Сборник научных трудов ТатНИПИнефть, 2008. С. 239 – 250.
  4. Абдрахманов Г.С., Ахмадишин Ф.Ф., Хамитьянов Н.Х., Вильданов Н.Н., Филиппов В.П., Пронин В.Е., Тимкин Н.Я. Совершенствование технологии расширяемых труб в ОАО «Татнефть». Казань: Сборник научных трудов ТатНИПИнефть, 2013. С. 267 – 275.

References

  1. Patent №2491405 of RF. Expander of wells /G.S. Abdrakhmanov, N.Kh. Khamit’yanov [et al.]; published on November 27,2009.
  2. Patent №2374424 of RF. Method and arranging of isolation of zones of well drilling complication by profiling packer with cylindrical sections / G.S. Abdrakhmanov, N.G. Ibragimov [et al.]; published in 2009.
  3. G.S. Abdrakhmanov, L.V. Yunyshev, N.Kh. Khamit’yanov, N.N. Vil’danov Theoretical surveys on determining of energy-force parameters of “serving-out” of profile pipes’ cylindrical sections by spherical punchers.-М.: Collection of scientific works of TatNIPIneft, 2008.-Pp.239-250.
  4. G.S. Abdrakhmanov, N.Kh. Khamit’yanov, N.N. Vil’danov, V.P. Filippov, V.Ye. Pronin, N.Ya. Timkin. Technology sophistication of expandable pipes in “Tatneft” JSC .-Kazan’.: Collection of scientific works of TatNIPIneft, 2013.-Pp.267-275.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Гуськов И.В.

    Гуськов И.В.

    начальник управления технологического сопровождения и супервайзинга

    ООО «Татнефть»

    Вакула А.Я.

    Вакула А.Я.

    начальник управления

    ОАО «Татнефть»

    Филиппов В.П.

    старший научный сотрудник

    ТатНИПИнефть

    Киршин А.В.

    научный сотрудник

    ТатНИПИнефть

    Пронин В.Е.

    инженер-исследователь

    ТатНИПИнефть

    Максимов Д.В.

    инженер-исследователь

    ТатНИПИнефть

    Мухамадеев И.Р.

    директор

    ООО «УК «Система-Сервис»

    Тимкин Н.Я.

    Тимкин Н.Я.

    главный инженер

    ООО «Перекрыватель»

    Просмотров статьи: 8566

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru