CC BY
62УДК 622.245.42
А.Е. Нижник1; П.С. Кунина1, e-mail: pelagea47@mail.ru; Е.И. Величко1, А.В. Музыкантова1, Д.А. Иноземцев1
1 Кубанский государственный технологический университет (Краснодар, Россия).
Совершенствование элементов технологической оснастки обсадных колонн и опыт их применения при цементировании скважин
На сегодняшний день, несмотря на совершенствование технологий строительства, достаточно велик процент скважин с некачественным креплением. В большинстве своем применяются традиционные способы вскрытия пластов - на буровом растворе. При этом используемые при цементировании материалы загрязняют призабойную зону и ухудшают приток жидкости.
Крепление и цементирование скважин - заключительная и самая ответственная операция при строительстве, предусматривающая решение целого ряда технических задач, сложность решения которых заключается в отсутствии эффективной и надежной технологической оснастки.
После проведения анализа существующего оборудования отечественного и импортного производства были усовершенствованы некоторые имеющиеся и разработаны новые технические средства для проведения цементирования. В ходе исследования усовершенствован обратный клапан для цементирования, что позволило использовать его не только в вертикальных, но и в наклонных скважинах. Разработано два типа новых центраторов: один - для установки на муфте обсадной колонны, позволяющий добиться высокой степени замещения бурового раствора цементным, второй - для труб различного диаметра, подвергающихся вращению при цементировании. Для ступенчатого цементирования разработано три вида конструкции гидромеханических устройств, исключающих применение в качестве управляющего элемента падающей пробки. Осуществлена разработка нескольких видов разъединительных устройств резьбового и безрезьбового типов.
Ключевые слова: заканчивание скважин, цементирование скважин, обсадная колонна, технологическая оснастка, обратный клапан, хвостовик, центратор, разъединительное устройство.
A.E. Nizhnik1; P.S. Kunina1, e-mail: pelagea47@mail.ru; E.I. Velichko1, A.V. Muzykantova1, D.A. Inozemtsev1
1 Kuban State Technological University (Krasnodar, Russia).
Improving Support Equipment for Casing Strings and Their Application in Well Cementing
Despite the improved construction technologies, the percentage of wells with poor casing is sufficiently high. Application of drilling fluids is a traditional technology for well completion. Unfortunately, cementing materials pollute the wellbore area and reduce fluid influx.
Well casing and cementing is the final and most crucial construction operation, which implies a number of engineering problems difficult to solve due to the lack of the efficient and reliable support equipment.
The analysis of such available Russian and foreign equipment resulted in improving the existing equipment and developing new technological solutions for well cementing. A non-return valve was improved so as to be used both in vertical and directional wells. Two new types of centralizers were developed: the first type to be installed on casing collar to ensure that the drilling fluid is replaced by the cement slurry, and the second type to be installed on tubes of various diameters that rotate during cementing. Three hydromechanical units were developed for multi-stage cementing to operate without an opening bomb as a control element. Several types of thread and threadless release devices were developed.
Keywords: well completion, well cementing, casing column, technological equipment, non-return valve, stringer, centralizer, release device.
WELLS CONSTRUCTION, EXPLOITATION AND REPAIR
Анализ промыслового материала, а также работ, посвященных качеству строительства скважин, показывает, что до настоящего времени, несмотря на совершенствование техники и технологии строительства, еще велик процент скважин с некачественным креплением. Большинство скважин бурятся и заканчиваются традиционным способом. Вскрытие продуктивных пластов, как правило, осуществляется на буровом растворе, используемом при бурении основного ствола, а при цементировании применяются тампонаж-ные материалы и химические реагенты, удовлетворяющие горно-геологическим условиям разреза, которые в большинстве случаев загрязняют призабойную зону пласта (ПЗП), тем самым ухудшая его коллекторские свойства. Основными видами осложнений являются заколонные проявления и межпластовые перетоки, свидетельствующие о негерметичности зацементированного заколонного пространства, а также загрязнение продуктивных пластов жидкой и твердой фазами буровых и цементных растворов. Как известно, крепление и цементирование являются заключительной и самой ответственной операцией в цикле строительства скважины. Заканчивание скважин может осуществляться с использованием конструкции закрытого забоя, открытого забоя, а также со спуском цементируемого с последующей перфорацией хвостовика или нецемен-тируемого хвостовика-фильтра. При креплении скважины одной из основных проблем являются подготовка ствола к спуску и спуск обсадной колонны, исключающий гидроразрыв пласта и последующее поглощение бурового и цементного растворов. При заканчива-нии скважины закрытым забоем помимо этого необходимо решить еще целый ряд технических задач, в числе которых:
• подготовка ствола под цементирование;
• определение типа, количества и места установки технологической оснастки
(обратные цементировочные клапаны, центраторы, пакеры, муфты ступенчатого цементирования и др.);
• выбор типа и количества буферной жидкости;
• выбор типа и количества тампонаж-ного раствора;
• расчет режимов цементирования. Сложность качественного цементирования хвостовиков заключается в малых кольцевых зазорах, больших углах наклона скважины, а также в отсутствии эффективной и надежной технологической оснастки (центрирующих устройств нужного размера, надежных обратных клапанов, эффективных фильтров, а главное, простых и надежных устройств, предназначенных для спуска и цементирования хвостовиков для различных условий скважин). Осложнения, а порой и аварии при спуске и цементировании хвостовиков на оборудовании различных производителей, побудили нас уделить этому вопросу пристальное внимание.
Проанализировав существующее оборудование как отечественного, так и импортного производства, мы усовершенствовали некоторые существующие и разработали новые технические средства, которые прошли промысловые испытания, показали высокую надежность и успешно применяются на предприятиях нефтегазового комплекса.
Как показывает анализ, одной из причин низкого качества крепления обсадных колонн является негерметичность обратного клапана. В настоящее время практически повсеместно в качестве обратного клапана используются клапаны ЦКОДМ, разработанные институтом «ВНИИКРнефть» и выпускаемые различными производителями. В качестве примера на рис. 1 и 2 приведены результаты цементирования скважин на месторождениях Нефтеюганском региона с использованием обратных клапанов этой конструкции. Однако практика показывает, что клапаны такой конструкции надежно работают в вертикальных или с небольшим углом наклона скважинах. При углах наклона более 20° их надежность резко снижается. В качестве примера можно привести состояние крепления скважин на месторождениях, разрабатываемых ООО «РН-Юганскнефтегаз», где нами проанализирована причина низкого качества крепления некоторых скважин.
Будучи расположенным наклонно относительно оси скважины, шаровой затвор обратного клапана находится в верхнем или нижнем положении в полости между эластичной мембраной и перфорированным диском в зависимости от его веса и плотности тампонажного раствора. Восходящий поток цемент-
lu t
Годы Years 20 03 2001 2005 2006
q Держит Leaking 1 17 75 33 ле.
■ Не держит Non-Leaking A 9 19 1S
% 3.3 107 36 5 29 2
Рис. 1. Динамика отказа обратных клапанов Fig. 1. Dynamics of Non-Return Valve Failures
Ссылка для цитирования (for citation):
Нижник А.Е., Кунина П.С., Величко Е.И., Музыкантова А.В., Иноземцев Д.А. Совершенствование элементов технологической оснастки обсадных колонн и опыт их применения при цементировании скважин // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 5. С. 64-68.
Nizhnik A.E., Kunina P.S., VeLichko E.I., Muzykantova A.V., Inozemtsev D.A. Improving Support Equipment for Casing Strings and Their Application in Well Cementing. Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2017, No. 5, P. 64-68. (In Russian)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 5 May 2017
65
Рис. 2. Динамика изменения качества цементирования скважин при отказе обратного клапана: 1, 4 - клапан не герметичен; 2, 5 -клапан герметичен
Fig. 2. Dynamics of Change in Well Cementing Quality under Non-Return Valve Failure: 1, 4 - leaking valve; 2, 5 - non-leaking valve
12 4 5
В зоне пласта In the reservoir zone 0,78 0,969 0,641 0,757
г11"11 n Гельцемент Gel-cement 0,631 0,83 0,45 0,61
— — По скважине Along the well 0,708 0,9 0,486 0,658
ного раствора омывает шаровой затвор и не закрывает отверстие мембраны. В целях исключения этих негативных последствий при цементировании нами
Рис. 3. Схема обратного клапана:
1-5 - элементы запорного узла;
6-9 - элементы дроссельного узла;
10 - ловитель шара
Fig. 3. Non-Return Valve Scheme
1-5 - locking system elements; 6-9 - throttle
system elements; 10 - ball catcher
усовершенствован серийно выпускаемый обратный клапан ЦКОДМ. Поставленная задача достигается за счет того, что исключается повреждение шара. Кроме того, клапан содержит ловитель шарового затвора специальной конструкции, не оказывающий дополнительного сопротивления потоку бурового и цементного растворов. На рис. 3 показана схема конструкции данного клапана. Предложенная конструкция прошла промысловые испытания в Нефтеюганском и Ноябрьском регионах и показала высокую эффективность. На качество цементирования скважин большое влияние оказывает расположение обсадной колонны в скважине. Для центрирования обсадных колонн, особенно хвостовиков в узких кольцевых зазорах, нами разработано два типа центраторов. Конструкция одного из них позволяет устанавливать центратор на муфте обсадной трубы,повышая тем самым центрирование колонны и, как следствие, обеспечивая высокую степень замещения бурового раствора цементным в процессе продавки. Другой тип жестких центраторов (рис. 4) для труб различного диаметра предназначен для оснащения обсадных ко-
лонн, подвергающихся вращению при цементировании. Обсадная колонна при вращении перемещается по сечению ствола скважины в радиальном на-
Рис. 4. Схема жесткого центратора:
1 - корпус; 2, 3 - диски; 4, 5 - кольца;
6 - жесткие планки
Fig. 4. Rigid centralizer scheme:
1 - body; 2, 3 - discs; 4, 5 - collars; 6 - rigid
bows
«Ньютех Велл Сервис»
качество, профессионализм, инновации
Наша задача - оказание высокотехнологичных услуг по интенсификации нефтяных и газовых скважин
Деятельность компании:
- Гидравлический разрыв пласта (ГРП)
• Многостадийные ГРП (со сдвижными муфтами, шарами, с применением комплекса ГН1СП
• ГРП при освоении ТРИЗ / высокорасходные ГРП
(«Hybrid Frac», «Plug & Perf», «Slick Water»)
- Гидроразрыв угольных пластов (CBM Technology]
■ Кислотные ГРП, ОПЗ
■ Интегрированный сервис по интенсификации и заканчиванию скважин при МГРП
Нам доверяют: ПАО «Газпром нефть», ПАО «Газпром», ПАО «НК «Роснефть», ПАО «НК «Русснефть» и многие другие.
Квалифицированный инженерно-технический персонал и лучшие передовые технологии - главные критерии работы
ООО «Ньютех Велл Сервис» Б28Б02, ХМАО-Югра, г.Нижневартовск, ул.Г.И.Пикмана, д.31 ТелДфакс: +7(3466)42-43-24 E-mail: info@newteckws.com Сайт: www.newteckws.com
СТРОИТЕЛЬСТВО, ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ СКВАЖИН
правлении, чем обеспечивается более полное замещение бурового раствора цементным и, как следствие, более высокое качество цементирования. Для ступенчатого цементирования скважин с углом наклона более 20° разработаны три вида конструкции гидромеханических устройств (УГЦС), исключающих применение в качестве управляющего элемента падающей пробки. В этих устройствах использован принцип гидравлического срабатывания в момент окончания цементирования первой ступени и получения давления «стоп». Основными элементами этих конструкций в одном случае является поршневая система гидравлического привода, расположенная снаружи корпуса устройства (рис. 5), а в другом - дифференциальная втулка, расположенная внутри корпуса и служащая для открытия и закрытия цементировочных отверстий. Конструкция этих устройств позволяет использовать специальные про-давочные пробки, исключающие их разбуривание.
Как уже было сказано, основным элементом технологической оснастки для спуска хвостовиков является разъединительное устройство. Существуют два основных типа разъединительных устройств - резьбовые и безрезьбовые. Для спуска и цементирования коротких и легких хвостовиков используются преимущественно безрезьбовые разъединительные устройства, а для тяжелых хвостовиков и потайных колонн применяются как резьбовые, так и безрезьбовые устройства. В целях
Рис. 5. Схема муфты ступенчатого цементирования УГЦС:
1 - корпус; 2 -поршень; 3 - муфта; 4 - втулка; А, В, С, а - циркуляционные отверстия Fig. 5. The Scheme of a Multi-Stage Cementing Collar
1 - body; 2 - piston; 3 - collar; 4 - sleeve; А, В, С, а - circulating ports
повышения надежности и технологических возможностей нами разработано несколько видов разъединительных устройств как резьбового, так и безрезьбового типа, успешно прошедших испытания на различных нефтегазовых месторождениях.
Отличительной особенностью конструкции устройства для спуска и цементирования хвостовика является то, что оно может быть укомплек-
товано оборудованием для клиновой подвески и герметизации затрубного пространства, а хвостовик может быть спущен с опорой на забой, подвешен на цементном камне или на клиньях. Циркуляционные отверстия перекрыты по наружной поверхности ниппеля внутренней поверхностью корпуса и выполнены выше левой резьбы, длина которой достаточна для частичного выворачивания ниппеля с открытием циркуляционных отверстий и удержания хвостовика в подвешенном состоянии. При этом корпус выполнен с жестким центратором, а в зоне размещения полой подвесной разделительной пробки в корпусе сделаны отверстия с заглушками. На корпусе в зоне отверстий со снятыми заглушками может быть установлен цилиндр, образующий с наружной поверхностью корпуса кольцевое пространство, в котором выше отверстий на срезных штифтах закреплен кольцевой гидравлический поршень, соединенный с клиновыми элементами подвески. Ниже отверстий на срезных штифтах закреплен другой кольцевой гидравлический поршень, взаимодействующий с эластичными элементами пакера.
Проведенные исследования, усовершенствование и создание новых элементов технологической оснастки позволили повысить качество цементирования и заканчивания нефтяных и газовых скважин, а также способствовали повышению отказоустойчивости и надежности оборудования, используемого в различных геолого-технических условиях.
Литература:
1. Буровое оборудование: справочник. Т. 2: Буровой инструмент. М.: Недра, 2003. 494 с.
2. Пат. № 61784 РФ (полезная модель). Клапан обратный для обсадных колонн / А.Е. Нижник, С.А. Рябоконь, В.Л. Дробов, А.В. Бортов, В.Ф. Атгараев. БИПМ № 7, 2007.
3. Пат. № 63417 РФ (полезная модель). Цементировочная головка / А.Е. Нижник, С.А. Рябоконь, В.В. Шабанов, В.Ф. Атгараев. БИПМ № 15, 2007.
4. Пат. № 68582 РФ (полезная модель). Центратор для обсадных труб / С.А. Рябоконь, А.Е. Нижник, Д.Ф. Новохатский, В.Ф. Атгараев. БИПМ № 33, 2007.
References:
1. Drilling Equipment - Reference guide in 2 vol. Vol. 2 - Drilling Tools. Moscow, Nedra, 494 pp. (In Russian)
2. Patent RF, No. 61784. Float Valve for Casing Strings. Authors: A.Ye. Nizhnik, S.A. Ryabokon, V.L. Drobov, A.V. Bortov, V.F. Atgarayev Bulletin «Inventions. Utility Models», 2015, No, 7. (In Russian)
3. Patent RF, No. 63417. Cementing Head. Authors: A.Ye. Nizhnik, S.A. Ryabokon, V.V. Shabanov, V.F. Atgarayev Bulletin «Inventions. Utility Models», 2007, No. 15. (In Russian)
4. Patent RF, No. 68582. A Centralizer for Casing Strings. Authors: S.A. Ryabokon, A.Ye. Nizhnik, D.F. Novokhatskyi, V.F. Atgarayev Bulletin «Inventions. Utility Models», 2007, No. 33. (In Russian)
68
№ 5 май 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
