Рис. 2.4.4.1. Совмещенный график давлений при строительстве эксплуатационных скважин на Киенгопском месторождении
2.5 Крепление скважины
Направление (диаметр - 324 мм, глубина спуска 30 м), цементируется до устья.
Комплектуется из обсадных труб с резьбовыми соединениями НОРМКБ.
Смазка резьбовых соединений - Р-402, либо другая специальная, в соответствии с «Инструкции...» [18].
Низ колонны оборудуется башмаком типа БКМ.
Центраторы ЦЦ-1 на нижней и второй сверху трубах.
Цементный раствор плотностью 1,83 г/см3 из цемента типа ПЦТ-I-50 ГОСТ 1581-96 (либо ПЦТII-50) затворяется на 8 % водном растворе хлористого кальция. Водоцементное отношение - 0,50. Объем тампонажного раствора с учетом возможных частичных поглощений в проектных расчетах увеличен - К=1,15.
Объем буферной жидкости (вода) - 3 м3.
В качестве продавочной жидкости используется буровой раствор, либо техническая вода.
Кондуктор (диаметр - 245 мм), проектная глубина спуска 500 м - по вертикали (511 м - по стволу), цементируется до устья.
Комплектуется из труб с резьбовыми соединениями БТС.
Перед спуском кондуктора скважина шаблонируется спуском бурильного инструмента с КНБК № 4;13, а при необходимости прорабатывается. Промывка на забое - до выравнивания свойств бурового раствора с доведением его параметров до проектных значений «Правил...» [3].
Низ кондуктора оборудуется башмаком типа БКМ.
Обратный клапан - типа ЦКОДМ.
Центраторы типа ЦЦ-4 устанавливаются на двух нижних и второй сверху трубах, а также в зонах залегания пластов, насыщенных пресными водами (из расчета 1 шт. на 50 м).
На глубине 25-30 м в интервале башмака направления устанавливается экранирующее устройство УЭЦС-245 конструкции ВНИИБТ, предназначенное для создания седиментационно-уплотненной цементной перемычки и ограничения седиментационных процессов в тампонажном растворе, заполняющем заколонное пространство скважины, а также для удержания столба цементного раствора.
Смазка резьбовых соединений - Р-402, либо другая специальная, в соответствии с табл. «Инструкции...» [18].
Скорость спуска кондуктора - не более 0,5 м/с.
Продолжительность промывки на забое - до выравнивания свойств бурового раствора с доведением его параметров до проектных значений «Правил...» [3].
Объем буферной жидкости (вода) - 6 м3.
В интервале 500-350 м - по вертикали (511-364 м - по стволу) размещается цементный раствор нормальной плотности (1,83 г/см3) из цемента ПЦТ I-50 ГОСТ 1581-96 (либо ПЦТ II-50). Водоцементное отношение - 0,50. Последние 3 т цемента затворяются на 8 % водном растворе хлористого кальция. При отсутствии цемента ПЦТ-I-50 использовать цементы марок ПЦТН-50, либо «Аркцемент».
В интервале 350-0 м - по вертикали (364-0 м - по стволу) размещается облегченный тампонажный раствор плотностью - 1,42 г/см3 из цемента марки ПЦТ III-Об4-50 ГОСТ 1581-96, расчетное водоцементное отношение - 0,55-0,60. Приготовление облегченной тампонажной смеси в промысловых условиях требует, чтобы показатели тампонажного раствора и сформированного из него камня соответствовали требованиям ГОСТ 1581-96 на ПЦТ III-Об 4-50.
Рецептура тампонажных растворов в любом случае уточняется в лаборатории для конкретных партий материалов и химреагентов.
Для обеспечения седиментационной устойчивости облегченного тампонажного раствора и повышения прочности рекомендуется вводить добавку комплексного компаунда КРК-25 - 1-3 % (масс).
При цементировании используется осреднительная емкость и станция контроля цементирования.
Продавочная жидкость - буровой раствор, либо техническая вода.
Перед цементированием кондуктора необходимо учитывать возможные зоны поглощения бурового раствора, предусмотрев мероприятия по их ликвидации, связанные с применением буровых растворов с мелкодисперсными наполнителями; использованием гидроакустического излучателя типа ГИ-280 конструкции ОАО «Азимут» (г. Уфа) и проведением при необходимости изоляционных работ в высокопроницаемых интервалах нетвердеющими составами на полимер-глинистой основе или установкой цементных мостов.
Объем тампонажного раствора с учетом возможных частичных поглощений следует увеличивать в 1,3 раза.
Эксплуатационная колонна (диаметр - 146 мм), глубина спуска - 1300 м - по вертикали (1342 м - по стволу), цементируется до уровня на 150 м выше башмака кондуктора по вертикали.
Колонна комплектуется из обсадных труб с резьбовыми соединениями БТС.
Смазка резьбовых соединений - Р-402, либо другая специальная, в соответствии с «Инструкции...» [18].
Низ колонны оборудуется башмаком типа БКМ.
Обратный клапан - типа ЦКОДМ.
Центраторы типа ЦЦ-2 устанавливаются через 10 м в интервалах всех продуктивных объектов, включая участки минимум на 20 м ниже подошвы объекта и 20 м выше кровли объекта. Турбулизаторы типа ЦТ устанавливаются в продуктивной зоне через 5 м и по одному выше кровли и ниже подошвы продуктивных пластов.
Кроме того, два центратора типа ЦЦ-2 (через 10 м) устанавливаются непосредственно выше башмака кондуктора; один - на второй сверху трубе.
Другими элементами технологической оснастки колонна оборудуется в зависимости от особенностей геологического строения продуктивной части разреза в конкретной скважине.
В случае, если на расстоянии 2-8 м от продуктивного горизонта располагается газоводоносный горизонт - в перемычке, разделяющей их, устанавливается заколонный пакер типа ПГПМ (ТУ 3665-0011-44880724-2003). Если перемычка менее 2 м или отсутствует, следует использовать пакер типа ПЗТР. При установке пакеров новых конструкций необходимо учитывать рекомендации (инструкции) разработчиков пакеров. Рекомендуем в плане освоения новой прогрессивной разработки испытать заколонный пакер ПВ-5 конструкции ОАО «ВНИПИвзрывгеофизика» г. Раменское, работающий в следующем порядке:
«С помощью приборов ГК и локатора муфт колонну труб подвешивают таким образом, чтобы пакер ПВ-5 был установлен в кровле или подошве продуктивного пласта. Затем обычным способом проводят цементирование. В период, пока цементный раствор находится в жидкой фазе, в скважину на кабеле спускают катушку переменного тока (индуктор) с локатором и термометром. Определив по локатору фактическое положение пакера, катушку индуктора включают в сеть переменного тока и пропускают ее мимо пакера. Ток, возникающий во вторичной катушке, которая размещена в пакере, вызывает воспламенение порохового заряда. Под давлением пороховых газов смещается гильза пакера, сжимающая уплотнительные манжеты, которые увеличиваясь в диаметре, перекрывают кольцевой зазор между пакером и стенками скважины.
При сгорании порохового заряда корпус пакера разогревается, что позволяет зафиксировать момент срабатывания пакера скважинным термометром».
При необходимости, с целью сохранения проницаемости продуктивной части пласта в процессе цементирования от вредного влияния цементного раствора, рекомендуется в составе эксплуатационной колонны устанавливать модульный инструмент селективного заканчивания скважины (ИЗС) или другие типы устройств для селективной изоляции продуктивного пласта.
При использовании технологической оснастки зарубежных фирм, требуется разрешение служб Ростехнадзора.
Замена обсадных труб по типам резьбовых соединений, в том числе и на импортные, производится в соответствии с требованиями инструкции [18] и рекомендаций с обязательным перерасчетом обсадной колонны на равнопрочность.
После окончания бурения производится подготовка ствола скважины к спуску и цементированию эксплуатационной колонны, включающая изоляцию проявляюще-поглощающих пластов и оценку остаточной поглощающей способности пробным давлением.
Пробное давление при опрессовке интервала ствола, должно соответствовать ожидаемому избыточному давлению цементного раствора на пласт в конце продавки.
Ствол скважины считается подготовленным к цементированию, когда остаточный коэффициент приемистости , м3/ч • МПа ? 1.
Опрессовка ствола скважины производится по схеме снизу-вверх с помощью гидромеханического пакера с учетом данных геофизических исследований.
Изоляция зон проявления-поглощения производится согласно «Инструкции по борьбе с поглощениями при бурении и креплении скважин».
Если после изоляционных работ коэффициент приемистости не удается снизить до 1 м3/ч • МПа в зоне изолируемого пласта, необходимо применять метод двухступенчатого цементирования с использованием пакера ПДМ или муфт ступенчатого цементирования, что обеспечивает снижение давления столба цементного раствора на поглощающий горизонт. При катастрофических поглощениях рекомендуется использовать оборудование для локального крепления стенок скважин (ОЛКС) секциями профильных экспандируемых обсадных колонн без цементирования с сохранением номинального диаметра скважины - разработка ТатНИПИнефть.
Перед спуском эксплуатационной колонны скважина шаблонируется спуском бурильного инструмента с КНБК № 6; 15, а при наличии осложнений - прорабатывается.
Скорость спуска эксплуатационной колонны до кровли верхнего продуктивного пласта - не более 1,0 м/с, ниже - до забоя - 0,5 м/с.
Промывки производятся на глубинах: 900, 1230 м и на забое. Продолжительность промывок - до выравнивания параметров бурового раствора с доведением их до проектных значений «Правил...» [3].
Цементирование эксплуатационной колонны производится в одну ступень.
Перед тампонажным раствором закачивается буферная жидкость типа БП-100 (ТУ 2148-215-00147001-2000) в объеме - 6 м3. Буферная жидкость готовится путем смешения БП-100 и воды в массовом соотношении 1:3. Исходная водоотдача буферной жидкости после перемешивания в течение 1 часа не превышает 15 см3/30 мин. по прибору ВМ-6 при вязкости по СПВ-5 - 20-25 сек.
В качестве резервных вариантов использовать другие рецептуры буферных жидкостей типа РТС (комбинированная буферная жидкость с тампонирующими свойствами), а также буферных систем на основе высокомолекулярных соединений.
В интервал 1300-900 м - по вертикали (1342-948 м - по стволу) закачивается тампонажный раствор нормальной плотности (1,83 г/см3) из цемента типа ПЦТ I-G-CC-1 ГОСТ 1581-96. Водоцементное отношение - 0,44-0,50.
С целью снижения водоотдачи и обеспечения седиментационной устойчивости цементного раствора используются реагенты - сульфоцел С (0,3 %) и пластификатор С-3 (0,4 %) от массы цемента.
В качестве таковых могут также использоваться полисахариды (ОЭЦ, КМЦ и др.), акриловые полимеры (ПАА и др.), полиэтиленоксид, поливиниловый спирт и др.
Последние 3 т цемента затворяются на 8,0 % водном растворе СаСl2.
Для повышения качества разобщения пластов следует применять расширяющийся тампонажный материал (РТМ) ТУ 39-011-28825305-03, состоящий из смеси портландцемента ПЦТ I-G-CC-1 - 70 % и расширяющей добавки DP-100 - 30 % с допустимыми плотностями тампонажных растворов, обеспечивающих их подъем без поглощений и гидроразрыва пород.
Рецептура тампонажных растворов в любом случае подбирается в лаборатории для конкретных партий материалов и химреагентов.
В интервал 900-350 м - по вертикали (948-364 м - по стволу) закачивается облегченный тампонажный раствор плотности 1,42 г/см3 из цемента типа ПЦТ III-Об 4-50 ГОСТ 1581-96, расчетное водоцементное отношение 0,55-0,60.
Объем тампонажного раствора с учетом возможных частичных поглощений в проектных расчетах увеличивается - К=1,15.
Приготовление облегченной тампонажной смеси в промысловых условиях требует чтобы показатели тампонажного раствора и сформированного из него камня должны соответствовать требованиям на ПЦТ III-Об4-50.
В том числе допускается приготовление и использование облегченных тампонажных растворов с низкой фильтроотдачей, представляющих собой суспензию портландцемента ПЦТ II-50 в воде, в которой растворено высокомолекулярное соединение и ускоритель схватывания, также ООО НПП «Бентонит Урала» осуществляет поставку облегченного цемента с алюмосиликатными полыми микросферами (АСПМ) по ТУ 5734-034-00158758-2000.
В ОАО НПО «Бурение» разработаны комплексные реагенты компаунды, например, КРК-25 для применения в скважинах с забойными температурами 20-30° С.
Реагенты изготовляются в соответствии с ТУ 2231-233-00147001-2001.
Дозировка реагента КРК-25 к облегченным тампонажным растворам 1-3 % (масс), к нормальным тампонажным растворам - 0,2-1,0 % (масс).
Применение реагента, как альтернативного проектного варианта, обеспечивает седиментационную устойчивость (стабильность растворов, повышенную прочность цементного камня).
При цементировании используется осреднительная емкость.
Продавочная жидкость - буровой раствор, либо техническая вода.
Контроль процесса цементирования кондуктора и эксплуатационной колонны осуществляется с использованием станции контроля цементирования. Плотность приготавливаемого раствора контролируется по каждой цементосмесительной машине и осреднительной емкости не реже, чем через каждые три минуты. Кроме того, за приготовлением цементного раствора и за характером циркуляции (выходом бурового раствора на устье) производится непрерывное наблюдение.