трудность прохождения колонн к забою;

ограничения к жесткости колонны;

опасность прорыва воды в скважину через интервал стыковки хвостовика с предыдущей колонной, т.е. через голову хвостовика;

возможность притока воды с забоя при открытом стволе;

трудность размещения в затрубном пространстве каких-либо устройств (центраторов, якорей, пакеров);

невысокая степень вытеснения глинистого раствора цементным;

более высокий уровень давлений в процессе продавливания, что может вызвать нарушение целостности пластов и поглощение цементного раствора (в том числе продуктивных пластов).

Поэтому большое значение приобретает управление реологическими и тампонажными свойствами растворов, физико-механическими характеристиками цементного камня и гидравлическими параметрами потока в заколонном пронстранстве.

5.2 Рекомендуемые тампонажные растворы

Физико-механические свойства тампонажного цемента, раствора и камня должны отвечать требованиям ГОСТ 1581-96.Для приготовления растворов в качестве основы применяется тампонажный цемент для нормальных температур (до 50 град. по С) ПЦТ1-50 или ПЦТ1G-СС-2.В раствор могут вводиться при необходимости облегчающие добавки в соответствии с требованиями ГОСТ 1581-96.

В тампонажные растворы обязательно вводятся понизители водоотдачи и пластификаторы. В целях получения качественного и однородного раствора требуется хвостовики только с использованием осреднительных емкостей, а для удаления рыхлой части глинистых корок применять буферные жидкости. При креплении колонн на участках стволов сложной конфигурации ( наличие между разобщаемыми пластами глубоких желобов, каверн больших диаметров) рекомендуется применять расширяющиеся тампонажные составы.

5.3 Описание технических средств оснастки хвостовиков

Узел якоря представляет из себя гидромеханический пакер, который состоит из корпуса, секционного уплотнительного элемента, состоящий из двух резиновых уплотнительных манжет и с нижней и верхней защитой, между которыми установлен гладкий цилиндр с двумя заходными поверхностями. Цилиндр зафиксирован срезным винтом на корпусе, на котором также размещен гидротолкатель, зафиксированный срезными винтами и транспортировочными винтами, и оснащенный фиксатором. Все детали уплотнены резиновыми кольцами.

Стоп-патрубок ПХН-М 114/168.110 состоит из корпуса, закрепленного в нем алюминиевого гнезда, со специальным пазом, предотвращающим проворот пробки при разбуривании, а также со специальной ребристой профильной расточкой, предназначенной для фиксации пробки.

Переводник безопасный состоит из корпуса, в которой ввернут на специальной левой упорной резьбе переводник. Герметичность соединения обеспечивается кольцом. В аварийном случае, если не удается создать давление, выбрать вес соответствующий весу транспортировочной колонны, и провернув вправо 20 оборотов разъединится в безопасном переводнике.

Переводник манжетный состоит из корпуса с присоединительными резьбами, на котором установлены две односторонние манжеты, закрепленные на корпусе стаканами. Предназначен для предупреждения проникновения цементного раствора в зону установки фильтров при проведении манжетного цементирования хвостовика.

Муфта цементировочная типа МЦ-114 для манжетного цементирования хвостовиков диаметром 114 мм. состоит из верхнего переводника, корпуса с открытыми цементировочными окнами и установленной в нем на рабочих срезных винтах перекрывающей втулки с посадочным седлом под цементировочную пробку и заглушки из легкоразбуриваемого материала, установленной на срезных винтах и перекрывающей внутрений канал муфты. В нижней части корпуса установлен нижний переводник с присоединительной резьбой на обсадную колонну/11/.

Муфта цементировочная типа МЦ-114 работает следующим образом. Проходное сечение муфты перекрыто заглушкой, которая удерживается посредством срезных штифтов. Технологические промывки и закачка цементного раствора в затрубное пространство хвостовика осуществляется через открытые цементировочные окна, которые закрываются втулкой при посадке на ее седло цементировочной пробки и срезе рабочих винтов.

Основные критерии выбора оборудования для спуска, подвески и герметизации хвостовика.

Можно выделить четыре основных вида объекта эксплуатации, по геологическим условиям залегания нефтегазовой залежи, типу коллектора и свойствам пород продуктивного пласта.

1.Коллектор однородный, прочный, порового, трещинного, трещинно-порового или порово-трещинного типа; близкорасположенные напорные водогазоносные горизонты и подошвенные воды отсутствуют;

2. Коллектор однородный, прочный, порового, трещинного, трещинно-порового или порово-трещинного типа; у кровли пласта имеется газовая шапка или близкорасположенные напорные объекты;

3. Коллектор неоднородный, порового, трещинного, трещинно-порового или порово-трещинного типа, характеризующийся чередованием устойчивых и неустойчивых пород, водо- и газосодержащих пропластков с различными пластовыми давлениями;

4. Коллектор слабосцементированный, поровый, высокой пористости и проницаемости, с нормальным или низким пластовым давлением; при его эксплуатации происходит разрушение пласта с выносом песка;

В случае когда скважина обсажена до кровли продуктивного горизонта 146 мм обсадной колонной предлагаются следующие комплексы технических средств

Комплексы технических средств включают всю необходимую технологическую оснастку для надежного разобщения пластов при креплении скважин хвостовиками 114 мм. Рабочая среда, в которой работают все выше указанные комплексы технических средств - буровой и тампонажный растворы, обработанные химическими реагентами, минерализованная пластовая вода, нефть и газ при температуре до 100^оС.

5.4 Оснастки хвостовиков применяемых на месторождениях Татарстанского региона и Западной Сибири

Типы оснастки хвостовика, применяемых на месторождениях Уралоповолжья.

После вырезания секции эксплуатационной колонны скважина бурилась бицентричным долотом диаметром 140 мм. до кровли продуктивного пласта , а от кровли до забоя долотом диаметром 120,7 мм. Конструкция хвостовика следующей: фильтр диаметром 102 мм, манжета диаметром 142 мм по резине, которая должна была устанавливаться на 1 метр ниже кровли пласта, цементировочное устройство диаметром 114 мм, трубы диаметром 114 мм. и разъединитель с левой резьбой

Вся оснастка изготовляется на заводе ОАО “ТЯЖПРЕССМАШ” в городе Рязани. Манжеты в манжетном переводнике сделаны с заделкой, исключающий его вырыв. Для предохранения их от сильного соприкосновения со стенками скважины и колонны установлен центратор. Далее идет цементировочная муфта, над муфтой установлен пакер ПГП-102, далее обсадные трубы диаметром 102 мм., затем пакерный узел, якорный узел, безопасный переводник и пробкой. Цементирование этого хвостовика прошло без осложнений, перетоки не имеются, качество хорошее.

Выводы и рекомендации по креплению боковых стволов

1. При строительстве боковых стволов применять оснастку завода ОАО “ТЯЖПРЕССМАШ” различной комплектации в зависимости от геологических условий залегания пласта.

2. В связи с малыми зазорами при цементировании хвостовиков применять расширяющийся тампонажный материал с добавками СаО, тем более что проведенные испытания на 6 скважинах показали улучшение качества крепления больше чем на 20 процентов.

3. В качестве буферной жидкости применять МБП-М в боковой ствол и последующего цементажа, по истечении времени ОЗЦ производятся работы по зачистке хвостовика. Компоновка для зачистки: Долото Д=80,7 мм, двигатель Д-75, НКТ 2” - 700 м, СБТ 73-остальное.

6. Процесс зачистки хвостовика

6.1 Расчет экономической эффективности

Расшифровка договорной цены стоимости 1 сутки работы буровой бригады по бурению вторых стволов горизонтальных скважин на месторождениях Ноябрьского региона показана в таблице (приложение 1).

Как видно из таблицы (приложение 1), 1 час работы буровой бригады стоит 8 457 руб. (без учета НДС).

Рассчитаем стоимость вырезания окна для каждой скважины,

Таблица 3 - расчет экономической эффективности.

Как видно, из приведенного расчета процесс вырезания окна с помощью клина отклонителя экономически более эффективен чем вырезание секции колонны.

Выводы и рекомендации по строительству боковых стволов

Для снижения затрат на строительство боковых стволов целесообразно применять современное отечественное оборудование не уступающее по качеству импортному, но стоящего значительно дешевле их импортных аналогов.

Снижать непроизводительное время бурения.

Для снижения непроизводительного времени при строительстве скважин данного типа считаем, что необходимо выполнять следующие требования:

Необходимо ввести строгое разграничение по ответственности сторон по каждому этапу работ.

Ужесточить требование к работоспособности используемого бурового инструмента и оборудования.

Более тщательно подходить к подбору того или иного метода проведения каждой технологической операции (например, метод вырезания окна в эксплуатационной колонне).

Анализируя представленные данные по вырезанию окна в эксплуатационной колонне можно отметить, что зарезка второго ствола предпочтительнее с помощью клинового отклонителя, нежели с помощью раздвижных вырезающих устройств. Использование клинового отклонителя заметно сокращает продолжительность вырезания окна в эксплуатационной колонне и является экономически эффективным.

Кроме того современные достижения в технологии бурения боковых стволов средства для её осуществления позволят:

- сократить объемы капитальных вложений за счет уменьшения количества скважин на залежах где возможно её применение;

- повысить коэффициент извлечения нефти, за счет повышения степени охвата, и, следовательно, повысить эффективность капиталовложений;

- осуществлять зарезку боковых стволов и бурение многоствольных скважин без значительной потери основного ствола;

- снизить воздействие на окружающую среду.

Таблица 4. Минимальные значения К, обеспечивающие качественную очистку вертикального ствола.

Таблица 5

Расчет скорости осаждения (Vн) в неподвижной жидкости выполнен по формуле:

V_н = {(_ч-)gd_чⁿ⁺¹/[18K(3)^n-1]}^1/n,( 1 )

где , _ч - плотность жидкости и породы частицы, соответственно, кг/м³ ; d_ч - диаметр частицы, м; g - ускорение свободного падения, м/с².

Из результатов, приведенных в табл. 6, следует, что системы с К < 0,12 Па•сⁿ при n > 0,7 имеют пониженную удерживающую способность: скорость осаждения на 46-105% выше, чем у систем с n = 0,7 и n = 0,6, а тем более, у систем c n > 0,6. Поэтому использование жидкостей с К < 0,12 Па•сⁿ при n > 0,7 не рекомендуется.

Таким образом, исходный буровой раствор, обеспечивающий очистку ствола скважины и обладающий достаточной удерживающей способностью, должен иметь следующие характеристики: показатель поведения потока n < 0,7 и коэффициент консистентности К > 0,12 Па•сⁿ.

Далее необходимо оценить величину потерь давления на трение при течении в кольцевом канале жидкостей с выбранными параметрами. Поскольку определяющим является течение в кольцевом канале колонны, а не в зоне продуктивного пласта, то оценочные расчеты выполнены для интервала колонны от 0 до 1230 м. Результаты расчетов приведены в табл. 7. Из полученных результатов следует, что потери давления на трение во всем диапазоне изменения параметров n и К невысоки, минимальные - при К = 0,12Па·сⁿ и n = 0,7. Более высокие потери (на 15-20%) наблюдаются при значениях К > 0,96 Па·сⁿ и соответствующих им n (n 0,3), поэтому их можно исключить из рассмотрения. При этом необходимо учесть, что это значение К относится к интервалу высоких и средних скоростей сдвига, которые наблюдаются при течении в кольцевом канале.

Таким образом, качественная очистка ствола скважины с незначительными потерями давления на трение достигается при следующих реологических характеристиках исходного бурового раствора:

0,3 < n < 0,7

К > 0,12 Па•сⁿ во всем интервале изменения скоростей сдвига

К < 1,0 Па•сⁿ при высоких и средних скоростях сдвига.

Таблица 6

Гидравлический расчет для кольцевого канала.

Методика расчетов движения псевдопластичных и аэрированных псевдопластичных жидкостей приведена в Приложении 1.

В табл. 7 использованы следующие обозначения и расчетные формулы:

ЭПРж - эквивалентная циркуляционная плотность, кг/м³:

ЭПРж = + Р_тр/gH

ЭПРш - рост эквивалентной плотности за счет накопления шлама, кг/м³:

ЭПРш = V D_к² (_ч - )/ [(D_к² - D_т²)(U_ср - V_ос)];

ЭПРоб - суммарная эквивалентная плотность, кг/м³:

ЭПРоб = ЭПРж + ЭПРш;

Ртр - потери давления на трение при течении в канале, Па :

Р_тр = 4 L/(Dк - Dт),

U_ср, V_ос - средняя скорость течения и скорость осаждения частицы в движущейся жидкости соответственно, м/с:

U_ср = 4Q/ [(D_к² - D_т²)], V_ос = 0,268 _ч [d_ч j_ч /()^0,5],

где V - механическая скорость бурения, м/с; H - глубина кровли пласта по вертикали, м; L - длина канала, м; D_к - внутренний диаметр ЭК, м; D_т - наружный диаметр трубы (БТ), м; , _ч - напряжение сдвига жидкости и частицы соответственно, Па; Q - расход жидкости, м³/с; j_ч - скорость сдвига частицы, 1/с.

7. Выбор состава исходного бурового раствора

Особенности строительства ГС на месторождении раздел «Буровые растворы (материалы к НТС)».

Многие осложнения, возникающие при бурении сильно искривленных скважин, так или иначе связаны с применяемым буровым раствором. Следствием несоответствия бурового раствора условиям бурения могут быть следующие проблемы:

- плохая очистка и зашламление ствола скважины;

- избыточный крутящий момент;

- высокие сопротивления расхаживанию бурильной колонны и невозможность передачи необходимого веса колонны на долото;

- прихваты бурильного инструмента, если поддерживается необоснованная величина водоотдачи раствора и высокое содержание твердой фазы;

нарушение устойчивости стенок скважины:

поглощение бурового раствора продуктивной зоной, сопровождающееся снижением производительности скважин:

- кольматация приствольной зоны;

- образование уступов вследствие резкого самопроизвольного изменения в направлении бурения;

- осложнения при спуске каротажных приборов на стальном канате;

- плохое качество цементирования.

В скважине с большим углом отклонения от вертикали перенос шлама может представлять серьезную проблему, поскольку в данном случае для осаждения на стенку скважины шламу требуется преодолеть очень небольшие расстояния.

Следовательно решение может заключаться в выборе бурового раствора с необходимыми реологическими свойствами. Если для подъема шлама к устью и поддержания его в состоянии движения вверх желателен турбулентный режим, то буровой раствор должен иметь низкую вязкость. Если же поддерживается ламинарный режим течения, то буровой раствор должен иметь высокую вязкость при низкой скорости сдвига.

Под действием перепада давления может возникнуть прихват при проводке любой скважины через проницаемый пласт. Проблема усугубляется при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин, так как в них значительная часть бурильной колонны контактирует со стенкой скважины.

При прочих равных условиях с увеличением угла наклона ствола допустимый диапазон плотности применяемого бурового раствора сужается. Поэтому плотность раствора должна постоянно поддерживаться в определенном узком диапазоне, чтобы обеспечить сохранение устойчивости стенок скважины.

Она должна быть достаточно высокой для того, чтобы сдерживать пластовое давление и сохранять устойчивость стенок скважины, и в то же время достаточно низкой для того, чтобы не произошло гидроразрыва пород.

С увеличением глубины и угла наклона скважины вероятность обвала стенок скважины возрастает, а градиенты гидроразрыва пласта, как правило, уменьшается с увеличением угла наклона. Сложность решения указанных выше проблем заключается в следующем:

1) Нельзя применять диспергаторы и дефлокулянты, так как они способствуют:

- повышенному содержанию твердой фазы в растворе:

- снижению взвешивающей способности раствора;

- снижению несущей способности раствора

2) Многие, служащие для снижения водоотдачи реагенты могут вызвать загрязнение продуктивного пласта.

3) Градиент гидроразрыва для горизонтальных скважин приближается к градиенту порового давления.

Многие сланцы, устойчивые при вертикальном стволе, при углах 70⁰С осыпаются.

Поэтому при разработке технологии бурения скважин на Конитлорском месторождении проблема выбора раствора является одной из основных.

Реология буровых растворов

Реология описывает поведение некоторых веществ с очень сложными свойствами, к которым и относятся буровые растворы.

Реологическое уравнение для какого-либо материала выражает зависимость между напряжением () и соответствующей деформацией (). Реологические уравнения являются математическими моделями, отражающими идеальное поведение реальных тел.

Понятие о пластичных жидкостях впервые ввел Бингам, поэтому их называют бингамовскими вязкопластичными жидкостями. Они отличаются от ньютоновских жидкостей тем, что для инициирования течения требуется приложить некоторое напряжение.

Реальные буровые растворы ведут себя как псевдопластичные жидкости, поведение которых описывается "идеальным степенным законом".

= к ⁿ

где к и n - константы, характеризующие поведение движущейся жидкости:

к - показатель консистенции, усилие сдвига,

n - величина отклонения от ньютоновского поведения.

Чем больше значение к, тем больше несущая способность раствора, чем меньше значение n, тем больше приближен раствор к ньютоновской жидкости (например воде) при больших скоростях сдвига, что соответствует его истечению из насадок долота.

Для оценки реологических свойств буровых растворов используются показатели:

_пл - пластическая вязкость

₀ - предел текучести (или динамическое напряжение сдвига), а также К и n. С этими показателями бурового раствора связана очистка скважины.

Очистка ствола стоит на первом месте проблем, связанных с бурением и заканчиванием горизонтальных скважин. Эффективная транспортировка шлама и хорошая удерживающая способность раствора являются важными факторами успешного их бурения.

Ранее считалось, что турбулентный поток является наиболее подходящим режимом для очистки скважины в горизонтальных интервалах.

Это утверждение верно лишь для тех случаев, когда стенки скважины сложены устойчивыми породами и сильно не размываются. Турбулентный режим для выноса шлама применяется в тех случаях, когда:

- не происходит значительного размыва стенок скважины;

- в самой широкой части затрубья можно поддерживать число Рейнольдса, превышающее 4000;

- предполагается вымыв только бурового шлама (а не больших кусков обвалившейся породы);

- производительность насоса может обеспечить заданный расход;

- обеспечивается повышенная скорость движения раствора в затрубье.

Скорость движения раствора в затрубье должна быть не менее 0,84 м/с.

Трудно точно определить скорость, требуемую для создания турбулентного потока в эксцентричном кольцевом пространстве для неньютоновской жидкости. Для расчетов обычно применяется число Рейнольдса, равное 4000. Турбулентность не рекомендована для эрозионно -чувствительных формаций и при ограниченной мощности насоса.

Хорошая очистка скважины в ламинарном режиме может быть достигнута только когда все реологические свойства раствора подобраны правильно.

Наилучшей очистки скважины биополимерными растворами можно достигнуть при ламинарном потоке, вращении и полной эксцентричности инструмента.

Вращение возбуждает спиральный поток, который помогает быстро удалять существующий шлам, и помогает предотвратить образование новых напластований.

Обычно "жидкие" растворы ассоциируются с турбулентным потоком. "вязкие" - с ламинарным.

Высокое значение вязкости при низких скоростях сдвига (ВНС) обеспечивает прекрасную выносящую способность.

Хорошая удерживающая способность позволяет предотвратить оседание шлама.

Исторически очистка ствола растворами на глинистой основе была улучшена за счет увеличения динамического напряжения сдвига (₀). Стандартные полимерные растворы требуют намного больших значений ₀ для получения таких же результатов. Это обусловлено тем, что стандартные полимерные растворы имеют более низкую, по сравнению с глинистыми, ВНС.

В настоящее время хорошо известно, что качество очистки при ламинарном режиме более чувствительно к ВНС, которая пропорциональна истинному значению ₀ раствора.

Существует прямая связь между ₀, ВНС и качеством очистки, хотя четкой взаимосвязи между ними и не установлено.

Не зависимо от того, как определено ₀ , для успешной очистки скважины требуется обеспечить соотношение:

₀ (0,3 - 0,5) Дскв,

где ₀ в ДПа

Дскв в мм

По опыту работы на месторождениях, подтвержденному лабораторными исследованиями, для хорошей очистки скважины вязкость раствора должна составлять минимум 40000 мПас (при скорости сдвига 0,063 сек^-1).

Применением подобного раствора в полевых условиях было показано, что турбулентный поток не требуется для удаления шлама. Растворы с повышенной ВНС показали очень хорошие результаты при ламинарном потоке и эксцентричной вращающейся бурильной колонне.

В данной ситуации "вязкие" растворы показали себя с лучшей стороны, чем "жидкие".

Интервал набора кривизны горизонтальных скважин на Конитлорском месторождении содержит глинистые сланцы. Наибольшие углы наклона 70⁰ приходятся на ачимовские глины. Обеспечение их устойчивости одна из основных проблем, требующих решения.

Проблема может решаться несколькими путями:

подбором бурового раствора соответствующей плотности и определенными ингибирующими свойствами;

закреплением осыпающегося интервала химическими составами (силикатные ванны, использование битуминозных реагентов или отверждающих полимеров);

использованием специальных технических приспособлений (например профилеперекрывателей).

Решение вопроса должно начинаться с детального комплексного изучения глинистых отложений в лабораторных условиях, по результатам геофизических исследований в скважинах (полный комплекс геофизики) и их взаимодействия с различными типами буровых растворов.