Опыт крепления бокового ствола морской скважины «УМИД 12» хвостовиком большого диаметра в осложненных горно-геологических условиях

Experience of sidetrack completion in UMID 12 offshore well with a large size liner in challenging geological conditions

I. SHIRALI, GNKAR, О. MAMEDBEKOV, V. BESSEL, NewTech Services

Авторы описывают уникальную операцию по спуску хвостовика большого диаметра в осложненных горно-геологических условиях на морской скважине «УМИД 12».

Report on the unique project of large size liner running in UMID 12 offshore well in challenging geological conditions.

В августе 2013 г. на скважине «УМИД 12», конструкция которой приведена в табл. 1, специалистами треста буровых работ ГНКАР при техническом и технологическом сопровождении специалистов группы компаний «НьюТек Сервисез» была проведена уникальная для морских проектов на постсоветском пространстве операция по креплению бокового ствола, пробуренного в интервале 4872 – 5805 м.
Табл. 1. Фактическая конструкция скважины
Принципиальная важность этой работы определяется тем, что эксплуатация данного месторождения позволит надолго обеспечить спрос Азербайджана на газ. «Даже без учета месторождения «Шахдениз» за счет «Умид» спрос Азербайджана на газ будет обеспечиваться как минимум еще 100 лет», – считает президент ГНКАР Ровнаг Абдуллаев [1]. Морское месторождение «Умид», открытое советскими нефтяниками в 1953 г., находится в 75 км южнее Баку, в 40 км от суши. В период между 1977 и 1992 гг. на «Умид» было пробурено 9 разведочных скважин, но ни одна из них результатов не дала. В августе 2009 г. было начато бурение 10-й разведочной скважины, в результате чего на глубине более 6500 м было обнаружено месторождение газа. Его запасы составляют 200 млрд м3 газа и 30 – 40 млн тонн конденсата [2].

Бурение бокового ствола под хвостовик 193,7 мм

В процессе бурения интервала под хвостовик 193,7 мм произошла авария в промежуточной колонне 254 мм. В результате невозможности ликвидации аварии было принято решение вырезать «окно» в интервале 4872 – 4877 м с использованием клина-отклонителя и пробурить боковой ствол под спуск 193,7 мм хвостовика. Данный интервал был пробурен долотом 215,9 мм до глубины 5805 м с использованием бурового раствора на нефтяной основе плотностью 2,12 – 2,18 г/см3. После достижения проектной глубины боковой ствол был проработан компоновкой с расширителем диаметром 250 мм и прошаблонирован. В интервале спуска хвостовика ствол скважины имел зенитный угол 20 – 23 град. и максимальную интенсивность искривления 2,3 град/30 м. Данные по интервалу бурения и проработки бокового ствола приведены в табл. 2.
Табл. 2. Данные по интервалу бурения и проработке бокового ствола

Компоновка хвостовика

Крепление хвостовика в колонне 254 мм было произведено с помощью гидравлически активируемого подвесного устройства производства компании «Chancellor Oil Tools» (США) и самозаполняющихся башмака и обратного клапана производства компании «Davis-Lynch» (США). Компоновка хвостовика состояла из следующих элементов (снизу – вверх):
  • Самозаполняющийся башмак с обратным клапаном модели 505-AD, активируемый сбрасываемым шаром диаметром 38,1 мм;
  • Самозаполняющаяся муфта с обратным клапаном модели 705-AF, активируемая сбрасываемым шаром диаметром 38,1 мм;
  • Упорная муфта модели PCH;
  • Гидравлическая двухконусная подвеска хвостовика модели HDC, активируемая сбрасываемым шаром диаметром 44,5 мм;
  • Пакер головы хвостовика модели MS;
  • Спусковой адаптер с герметизирующей воронкой.
Схема компоновки узла крепления хвостовика показана на рис. 1., схема узла подвески хвостовика со спусковым инструментом показана на рис. 2.
Рис. 1. Схема компоновки узла крепления хвостовика
Рис. 2. Схема узла подвески хвостовика со спусковым инструментом

Спуск хвостовика

Спуск хвостовика осуществлялся через «окно» в 254 мм колонне на комбинированной бурильной колонне 140 х 127 мм (1129 х 3399 м). Хвостовик длиной 1183 м был установлен в интервале 4622 – 5805 м и состоял из 193,7 мм безмуфтовых труб марки Р-110 с толщиной стенки 12,7 мм и резьбой VAM FJL.

Спуск хвостовика характеризовался следующими осложняющими факторами:
  • спуск через «окно»;
  • большая глубина спуска хвостовика и установки подвесного устройства;
  • спуск в искривленный ствол, зенитный угол ствола скважины в месте установки подвесного устройства составлял 20 град., в месте расположения «окна» – 21 град. и на забое – 23 град.;
  • малые зазоры между внутренним диаметром 254 мм колонны и наружным диаметром подвесного устройства, которые при стандартной конструкции подвесного устройства составляют всего 6,32 мм или 3,16 мм на сторону;
  • большая плотность бурового раствора;
  • наличие поглощающих горизонтов и возможность разорвать пласт в результате эффекта «поршневания».
Для снижения вероятности возможных осложнений в процессе спуска хвостовика было предложено использовать самозаполняющиеся башмак и муфту с обратным клапаном, а также внести некоторые конструктивные изменения в подвесное устройство, в частности, уменьшить наружные диаметры пакера головы и конусов подвесного устройства. Это привело к увеличению зазора до 10 мм или до 5 мм на сторону.

Для уменьшения негативных последствий эффекта «поршневания» и вероятности поглощения бурового раствора специалистами Треста бурения и «НьюТек Сервисез» была разработана специальная методика спуска хвостовика. В частности, согласно расчетам создаваемого при спуске давления в заколонном пространстве, рекомендованная скорость не превышала 0,2 м/сек., что позволило спустить хвостовик практически без проблем и с минимальными потерями производительного времени и бурового раствора.

После доведения хвостовика до забоя были проведены последовательно следующие операции по установке подвесного устройства и цементированию хвостовика.
  • Активация обратных клапанов путем сброса, прокачки шара диаметром 38,1 мм с малой подачей насоса до посадки шара в обратный клапан и поднятия давления до величины, превышающей давление циркуляции на 30 бар.
  • Установка подвесного устройства на клинья путем сброса, прокачки шара диаметром 44,5 мм с малой подачей насоса до посадки шара в седло упорной муфты и последующего поднятия давления до 160 бар.
  • Открытие цементировочных портов упорной муфты путем дальнейшего увеличения давления до 280 бар.
  • Освобождение спускового инструмента путем установки его в нейтральное положение и правого вращения на 15 оборотов.
  • Закачка необходимого объема цементного раствора. Сброс продавочной пробки бурильных труб. Закачка продавочной жидкости. Срезка продавочной пробки хвостовика. Продолжение закачки продавочной жидкости до посадки пробки хвостовика в упорной муфте и получения давления «стоп».
  • Установка пакера головы хвостовика путем разгрузки 30 тонн веса бурильного инструмента на герметизирующую воронку.
  • После посадки пакера спусковой инструмент был поднят до выхода его из приемной воронки, скважина промыта, спусковой инструмент был поднят из скважины.
Выводы
  1. Проведена уникальная операция спуска хвостовика 193,7 мм через полноразмерное окно, вырезанное в колонне 254 мм с толщиной стенки 17,5 мм в интервале 4872 – 4877 м на морской скважине «УМИД 12».
  2. Комбинированный хвостовик диаметра 193,7 мм с толщиной стенки 12,7 и 9,5 мм длиной 1183 м успешно спущен на проектную глубину 5804 м, что позволило практически полностью выполнить технические условия по конструкции скважины.
  3. За счет внесения необходимых изменений в элементы конструкции узла подвески хвостовика, а также за счет выбора обоснованных технологических параметров спуска удалось практически полностью избежать геолого-технологических осложнений, сопровождающих, как правило, подобного рода операции на скважинах.

Литература

  1. «Вестник Кавказа» [Электронный ресурс] URL: http://www.vestikavkaza.ru/news/Mestorozhdenie-Umid-obespechit-Azerbaydzhan-gazom-vseryez-i-nadolgo.html(Dhtvz (Дата обращения: 17.07.2014 г.).
  2. «Neftegaz.ru» [Электронный ресурс] URL: http://neftegaz.ru/en/tech_library/view/4713 (Дата обращения: 17.07.2014 г.).

References

  1. "Caucasus bulletin” [web page] URL: http://www.vestikavkaza.ru/news/Mestorozhdenie-Umidobespechit-Azerbaydzhan-gazom-vseryez-i-nadolgo. html(Dhtvz (Last visit date: 17.07.2014).
  2. Neftegaz.ru [web page] URL: http:// neftegaz.ru/en/tech_library/view/4713 (last visit date: 17.07.2014).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Ширали И.Я.

    д.т.н., директор треста буровых работ

    ГНКАР, Азербайджанская Республика

    Мамедбеков О.К.

    Мамедбеков О.К.

    д.т.н., технический директор

    ГК «НьюТек Сервисез»

    Бессель В.В.

    Бессель В.В.

    к.т.н., профессор РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, исполнительный вице-президент

    ГК «НьюТек Сервисез»

    Просмотров статьи: 3620

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru