Телефон: +7 (383)-202-16-86

Статья опубликована в рамках: Научного журнала «Студенческий» № 9(53)

Рубрика журнала: Технические науки

Секция: Энергетика

Скачать книгу(-и): скачать журнал часть 1, скачать журнал часть 2

Библиографическое описание:
Пономарёв С.А., Корунов И.Д. АНАЛИЗ СПУСКА ХВОСТОВИКА БОКОВЫХ СТВОЛОВ СКВАЖИНЫ НА САМОТЛОРСКОМ, ПРИОБСКОМ И ПРИРАЗЛОМНОМ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ // Студенческий: электрон. научн. журн. 2019. № 9(53). URL: https://sibac.info/journal/student/53/134131 (дата обращения: 14.12.2019).

АНАЛИЗ СПУСКА ХВОСТОВИКА БОКОВЫХ СТВОЛОВ СКВАЖИНЫ НА САМОТЛОРСКОМ, ПРИОБСКОМ И ПРИРАЗЛОМНОМ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

Пономарёв Сергей Александрович

магистрант, кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин», Институт геологии и нефтегазодобычи, ТИУ,

РФ, г. Тюмень

Корунов Игорь Дмитриевич

магистрант, кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин», Институт геологии и нефтегазодобычи, ТИУ,

РФ, г. Тюмень

Аннотация. Спуск хвостовика с последующим его цементированием является очень важным и ответственным этапом строительства скважины, от качества этой операции зависит общий результат всех ранее выполненных работ. Следовательно, проведение всестороннего изучения данного вопроса, носит актуальный и практический характер. В статье авторы анализируют проблему аварий и осложнений при спуске хвостовика нефтяной скважины и предлагают рекомендации по ее решению.

 

Анализ спуска хвостовика боковых стволов нефтяной скважины был проведен на трех месторождениях – Самотлорское, Приобское и Приразломное. Проводился анализ геологии месторождений, а так же процесс спуска хвостовиков на нефтяных скважинах с различными профилями.

Проведенный анализ позволил выделить аварии по технологическим причинам:

  • поглощение бурового раствора во время проработки (шаблонировки) ствола перед спуском хвостовика;
  • малый кольцевой зазор между обсадной трубой и стенкой скважины;
  • дифференциальные силы и большая площадь контакта хвостовика со стенкой скважины;
  • отсутствие возможности проведения промывки фильтровой части хвостовика по всей длине;
  • нестабильность ствола в интервале Кошайской пачки;
  • наличие уступов в открытом стволе.

Несмотря на то, что глубина залегания продуктивных пластов Самотлорского, Приобского и Приразломного месторождений способна обеспечивать необходимую движущую силу, наиболее эффективным методом снижения количества аварий является моделирование спуска хвостовика.

Эффективность моделирования увеличивается за счет двойного расчета дохождения хвостовика:

  • Первый раз – при проектировании скважины на основании проектных данных (позволяет проверить, насколько проектные решения обеспечивают дохождение хвостовика, и при необходимости своевременно внести изменения в пространственную интенсивность траектории, в соотношение диаметров открытого ствола и хвостовика и т.д.).
  • Второй – перед спуском хвостовика на основании фактических данных (необходим в силу того, что после бурения интервала фактические данные инклинометрии зачастую расходятся с проектными).

В ситуациях, когда вертикальной составляющей силы тяжести недостаточно для прохождения хвостовика к проектной грани, производить спуск хвостовика возможно с вращением, при этом уменьшается коэффициент сопротивления. Для этого используется специальный хвостовик подвески, проводя при этом расчет возникающих моментов при вращении, учитывая прочностные характеристики оборудования, которое используется.

В период подготовки ствола скважины необходимо использовать роторную компоновку низа бурильной колонны (КНБК), которая включает в себя:

  • долото,
  • калибратор, соответствующий диаметру ствола,
  • патрубок длиной в три метра,
  • калибратор, соответствующий диаметру ствола,
  • остальной бурильный инструмент.

Для проработки (шаблонировки) ствола перед спуском хвостовика используются шестилопастные калибраторы.

Данный процесс проходит следующие этапы:

  • с циркуляцией и вращением инструмента;
  • с циркуляцией без вращения;
  • без циркуляции и без вращения.

Поглощение бурового раствора в ходе исследования показало, что за счет подавления пласта за счет гидравлического сопротивления в калибраторе происходит гидроразрыв пласта. Чаще всего поглощение происходит в промежутке, где находится подошва Кошайской свиты и крыша, где формируется группа АВ.

При этом, возникновение минимального зазора, который составляет 6,9 мм, между номинальным диаметром ствола скважины и наружным диаметром трубы хвостовика может приводить к увеличению площади контакта. Кроме этого, на возникшую площадь контакта начинает действовать дифференциальная сила, которая возникает вследствие перепадов давлений.

Для спуска хвостовиков необходимо использовать пружинные центраторы, которые уменьшат площадь контакта и эффект "нагрева" хвостовика во время спуска.

Пусковая сила и сила рабочего хода центраторов должны быть равны нулю, восстанавливающая сила должна быть в полтора - два раза больше веса трубы и обеспечивать центровку хвостовика не менее 30 %.

Центраторы должны отвечать следующим конструктивным требованиям:

  • диаметр центратора максимально приближен к диаметру ствола;
  • достаточная гибкость дуг центратора для преодоления мест сужения;
  • ребра центратора расположены без наклона;
  • цельный корпус;
  • центратор свободно вращается на теле трубы;
  • центратор имеет пониженный коэффициент трения.

Хвостовики, спускаемые в боковые стволы на Самотлорском, Приобском и Приразломном месторождениях, состоят из фильтровой части и части «глухой» обсадной трубы. В условиях, описанных выше, когда шлам «нагребается» хвостовиком и образуется фильтрационная корочка, в случае посадок при спуске хвостовика невозможно провести эффективную промывку скважины – буровой раствор циркулирует через верхние отверстия фильтрующей части хвостовика, а в зоне башмака хвостовик остается незатронутым.

Чтобы обеспечить циркуляцию через башмак хвостовика, используют следующие два способа:

  • использование фильтров с заглушками;
  • технология «труба в трубе».

Применение технологии «труба в трубе» обеспечивает циркуляцию промывочной жидкости в хвостовике через башмак и включает в себя следующие этапы:

  • Внутри хвостовика устанавливается промывочная труба, которая с одной стороны соединяется с транспортной колонной, а с другой стороны входит в промывочное уплотнение и промывочный башмак.
  • Подвеска хвостовика активируется сбросом шара.
  • Промывочная труба поднимается вместе с транспортной колонной после активации подвески хвостовика.

Бурение скважин, особенно методом ЗБС, связано с высокими рисками нестабильности ствола скважины в диапазоне продуктивного слоя АБ1(1-2) – Кошайской пачки. Открытие этого интервала происходит под зенитным углом 70-86 (длина ствола от 80 м до 120 м). Кошайская глина должна держаться под такими углами, так как продуктивный слой находится непосредственно под глинистым покровом, что значительно повышает риски осыпей и оползней. Нестабильность пучка глин Косиски приводит к потере подвижности бурового инструмента при бурении и приклеиванию вкладыша на стадии завершения боковых стволов.

Для стабилизации ствола в интервале Кошайской пачки изготовители буровых растворов используют различные реагенты. Эффективно используются растворы на углеводородной основе (РУО), которые могут способствовать снижению аварийности за счет:

  • увеличения стабильности Кошайской пачки в силу химической инертности РУО к неустойчивым аргиллитам;
  • снижения рисков дифференциальных прихватов в условиях аномально низкого пластового давления.

Подводя итоги, необходимо отметить, что, вышеизложенные подходы к предотвращению аварий при подготовке ствола скважины к спуску и сам спуск хвостовика, позволяют предотвратить влияние негативных факторов и технологических ограничений.

 

Список литературы:

  1. Сабиров А.А. Новые разработки в технике и технологии добычи нефти / А.А. Сабиров // Инженерная практика. - 2017. - №1-2. - С. 82-91.
  2. Слепченко С., Харламов П. Инновации для Самотлора // Нефтегазовая Вертикаль. - 2015. - №11. - С. 14-15.
  3. Гилаев Г.Г. Техника и технология добычи нефти и газа ОАО «Самаранефтегаз» / Г.Г. Гилаве, С.И. Стрункин, И.Н. Пунченко, А.Ф. Исмагилов, С.А. Козлов. – Самара: Изд-во Нефть. Газ. Инновации, 2014. - С. 158-159.

Оставить комментарий