CC BY
21
6 ДОБЫЧА, БУРЕНИЕ
5/Н (05) ОКТЯБРЬ 2009 г. ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ
Осложнения, встречающиеся при бурении боковых стволов в кыновских аргиллитах в виде проработок ствола, посадок и затяжек инструмента и др. приводят к дополнительным затратам времени и средств на их ликвидацию. В связи с этим, специалисты института «ТатНИПИнефть» предложили применить технологию локальной изоляции кыновских аргиллитов профильным перекры-вателем до вскрытия продуктивных пластов. Установка перекрывателя ПБИ-144/130 за одну спускоподъемную операцию, а также соединение колонны профильных труб (КПТ) по специальному резьбовому соединению значительно сокращает время установки перекрывателя в скважине. Технология крепления, перекрыватель ПБИ-144/130 и новые конструкции развальцевателей были успешно применены для перекрытия кыновских аргиллитов при бурении бокового ствола в скважине 831дз Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения. Затраты времени при этом составили 48 ч. Бурение и крепление скважины осуществлены без осложнений.
ИЗОЛЯЦИЯ ЗОН ОБВАЛОВ КЫНОВСКИХ АРГИЛЛИТОВ ПРОФИЛЬНЫМ ПЕРЕКРЫВАТЕЛЕМ ПБИ-144/130
К. В. МЕЛИНГ
Ф. Ф. АХМАДИШИН, А. Л. НАСЫРОВ, Р. Я. ХАБИБУЛЛИН В. К. МЕЛИНГ
к.т.н. ТатНИПИнефть ТатНИПИнефть
ООО «Наука»
РТ, г. Бугульма
НГДУ «Лениногорскнефть» реализует программу восстановления бездействующего и обводнившегося фонда скважин на центральной многопластовой Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения.
Ремонт скважин методом бокового бурения является эффективным средством для извлечения остаточных запасов нефти из межскважинного пространства.
При бурении боковых стволов основным фактором, снижающим эффективность работ, явились осложнения в кыновских аргиллитах, толщина которых достигает 30 м, что больше, чем на остальных площадях Ромашкинского месторождения. Осложнения выражаются в осыпях, обвалах аргиллитов и образовании выступов на границе перехода от мягких к твердым пропласткам кыновских отложений. При исследованиях
Рис. 1 Муфта соединения с
уплотнительным элементом
продуктивных пластов геофизические приборы на кабеле останавливаются на выступе и не проходят к достигнутому забою. При спуске обсадного хвостовика в скважину также не удается протолкнуть хвостовик ниже выступа. Для борьбы с
осложнениями применяется поэтапное утяжеление глинистого бурового раствора до плотности 1400 кг/м3; повторное бурение (проработка) выступов ствола; разрушение выступов расширителями. Продолжительные операции по разрушению выступов проводятся при вскрытых продуктивных пластах, которые подвергаются гидравлической репрессии и, как следствие, глубокому проникновению фильтрата глинистого раствора в истощенные пласты. Соответственно, вызов притока нефти из пласта при освоении скважины переходит в разряд трудноисполнимых задач. Требуются дополнительное время для освоения и дополнительная обработка призабойной зоны пласта, прежде чем произойдет приток нефти.
НГДУ «Лениногорскнефть» поставило перед специалистами ООО «ТНГ-Ленбур-нефть» и ТатНИПИнефть задачу вскрытия продуктивных пластов с минимальной репрессией в короткие сроки.
Для решения задачи специалисты предложили применить технологию локальной изоляции кыновских аргиллитов профильным перекрывателем до вскрытия продуктивных пластов. После локальной изоляции продуктивные пласты было предложено вскрывать на растворе
с минимальной плотностью.
Технология крепления боковых стволов диаметром 144 мм с помощью профильного перекрывателя разработана в институте ТатНИПИнефть [1]. Новая конструкция перекрывателя ПБИ-144/130 (перекрыватель с башмаком, извлекаемым для установки в стволе диаметром 144 мм, и проходным внутренним диаметром 130 мм) состоит из профильных труб, собираемых в колонну при помощи резьбовых соединений; извлекаемого башмака, установленного в нижней трубе, и посадочной головки, соединенной с верхней трубой правой резьбой, которая позволяет устанавливать перекрыватель за одну спускоподъемную операцию. В ТатНИПИнефть после серии положительных стендовых испытаний был подготовлен к промысловым испытаниям комплект перекры-вателя ПБИ-144/130. В новом комплекте ПБИ-144/130расширяемыетрубы соединяются в колонну профильных труб (КПТ) по специальному резьбовому соединению ►
Рис. 2 Ниппель соединения с
уплотнительным элементом
Для решения задачи специалисты предложили применить технологию локальной изоляции кыновских аргиллитов профильным перекрывателем до вскрытия продуктивных пластов. После локальной изоляции продуктивные пласты было предложено вскрывать на растворе с минимальной плотностью
ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ 5/Н (05) ОКТЯБРЬ 2009 г.
ДОБЫЧА, БУРЕНИЕ 7
(рис. 1, 2) [2, 3], что многократно ускоряет процесс сборки труб в колонну в отличие от сварного соединения, производимого на устье скважины. Вальцевание и прикатывание резьбовых соединений к стенкам скважины осуществляется компоновкой роликовых развальцевателей РР-110/120М2, РР-120/130М2 [4], раз-вальцевателя-калибратора РРК-120/130, спускаемых совместно с КПТ в скважину (рис. 3). Спуск, установка, вальцевание и извлечение башмака производится за одну спускоподъемную операцию, что имеет решающее значение в условиях нахождения КПТ в зоне неустойчивых осыпающихся пород.
площади. В июле 2009 года буровая бригада ООО «ТНГ-Ленбурнефть» приступила к реализации данной программы на скважине.
Инженерное сопровождение ТатНИПИ-нефть проводилось при выполнении основных этапов программы: вырезание полноразмерного окна фрезой диаметром 146 мм в интервале 1491-1495,5 м; сборка, спуск, установка перекрывателя ПБИ-144/130 в интервал 1642,5 - 1687 м за один рейс. Интервал установки перекрывателя был уточнен после проведения геофизических исследований (радиоактивный каротаж, стандартный каротаж, кавернометрия). По результатам исследований кровля и подошва кыновского горизонта определена соответ-
Специалисты НГДУ «Лениногорскнефть», ООО «ТНГ-Ленбурнефть» и ТатНИПИнефть совместно
разработали программу ремонта скважины № 831 дз Абдрахмановской площади.
Для обеспечения свободной проходимости ПБИ-144/130 в боковой ствол была предложена технология фрезерования стенки эксплуатационной колонны, разработанная в институте «ТатНИПИ-нефть». Технология позволила создать полноразмерное «окно» длиной 4,5 м при продолжительности фрезерования 6 часов со средней скоростью 0,73 м/ч. Бурение бокового ствола было предложено осуществить забойной компоновкой, включающей забойный двигатель диаметром 127 мм, для предотвращения локальных изгибов на границе мягких и твердых пропластков.
Специалисты НГДУ «Лениногорскнефть» ООО «ТНГ-Ленбурнефть» и ТатНИПИнефть, совместно разработали программу ремонта скважины № 831 дз Абдрахмановской
ственно на глубинах 1653 и 1685,3 м. Ниже подошвы кыновского горизонта на глубине 1687.5 м каверномер показал сужение ствола до 130 мм. Поэтому перекрыватель длиной 44,5 м был спущен на бурильных трубах до глубины 1687 м и выправлен давлением 18 МПа. Развальцовка пере-крывателя по всей длине (44,5 м) осуществлена компоновкой, показанной на рис. 3, за 5 часов со средней скоростью 8,9 м/ч. при режиме работы: нагрузке 15 кН на цилиндрических участках и резьбовых соединениях перекрывателя и 5 кН (с навеса) в выправленных профильных трубах; частоте вращения 1 с-1 (60 об/мин).
Извлечь башмак в вышеназванном рейсе не удалось, поэтому был применен резервный вариант - удаление башмака
Рис. 3 Спуск компоновки развальцевателей РР-110/120М2, РРК-120/130М2, РРК-120/130 с КПТ
Рис. 4 Компоновка одношарошечного долота и развальцевателей РР-120/130М2 и РРК-120/130
методом бурения отдельным рейсом.
Для осуществления данной операции собрали одношарошечное долото диаметром 117 мм с развальцевателем РР-120/130М2 и развальцевателем-калибратором РРК-120/130 (рис. 4), спустили компоновку до башмака, разбурили башмак и одновременно развальцевали нижний цилиндрический конец перекры-вателя при режиме работы развальцева-телей, приведенном выше.
Продолжительность работ по сборке, установке и вальцеванию перекрывателя ПБИ-144/130 составила 2 суток.
После перевода скважины на облегченный глинистый раствор (смена плотности 1400 кг/м3 на 1230 кг/м3) осуществлено бурение продуктивных пластов на минимальной репрессии долотом диаметром 124 мм в компоновке с калибратором, кольмататором и винтовым забойным двигателем Д1 -106. После окончания бурения бокового ствола до проектной глубины 1779 м были проведены геофизические исследования (ГК, НГК, ПС, КС, кавернометрия), которые показали, что каверны кыновского горизонта перекрыты профильным перекрывателем.
Крепление бокового ствола осуществлено с применением обсадного хвостовика диаметром 102 мм.
Таким образом, локальное крепление кыновских аргиллитов с применением ПБИ-144/130 позволило произвести бурение и крепление скважины без осложнений. ■
ИСПОЛЬЗОВАННАЯ ЛИТЕРАТУРА:
1. Ф.Ф. Ахмадишин, К. В. Мелинг и др. Техника и технология бесцементного крепления боковых стволов // Экспозиция Нефть Газ. - 2008. - 2/Н (59) - С. 16-18.
2. Пат. на полезную модель 56932 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/10. Соединение профильных труб перекрывателей скважин [Текст] / Мелинг К. В., Ахмадишин Ф. Ф., Насыров А. Л. [и др.]; заявитель
и патентообладатель - Открытое акционерное общество «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2006113512/22; заявл. 20.04.06 ; опубл. 27.09.06, Бюл. № 27. - 2 с.
3. Пат. на полезную модель 62421 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/10. Соединение профильных труб перекрывателей скважин [Текст] / Мелинг К. В., Багнюк С. Л. Ягафаров А. С. [и др.]; заявитель и патентообладатель
- Открытое акционерное общество «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2006142267/22; заявл. 29.11.06 ; опубл. 10.04.07, Бюл. № 10. - 2 с.
4. Пат. 2191883 Российская Федерация, МКИ4 Е 21 В 29/10. Устройство для развальцовки труб [Текст] / Тахаутдинов Ш. Ф., Юсупов И. Г., Абдрахманов Г. С. [и др.]; заявитель и патентообладатель - Открытое акционерное общество «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2000112477/03; заявл. 18.05.00 ; опубл. 27.10.02, Бюл. № 30. - 4 с.
