книги / Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах
..pdfТ а б л и ц а 13.8. Основные технические данные подвесок хвостовика цементируемых
защищенных типа ПХЦЗ
|
|
|
Величина |
|
|
Наименование параметров |
|
|
Подвеска |
|
|
|
ПХЦЗ |
ПХЦЗ |
ПХЦЗ |
|
|
|
ПХЦЗ 102/ |
ПХЦЗ 127/ |
|||
|
146 |
114/ |
114/ |
127/ |
178-114 |
|
168 |
168-102 |
178 |
||
|
|
|
|||
1. Условный диаметр хвостовика, |
102 |
114 |
102 |
|
114 |
оборудованного устройством, мм |
127 |
||||
2. Условный диаметр обсадной |
|
|
|
|
|
колонны в которую производится |
|
|
|
|
|
спуск и установка устройства в |
146 |
168 |
168 |
178 |
178 |
скважине, мм |
|||||
3. Максимальный наружный диа |
|
|
|
|
|
метр устройства (по центратору), |
120 (122) |
140(144) |
|
148(152) |
|
мм |
|
||||
4. Проходной диаметр устройства |
|
|
|
|
|
(без учета внутренних деталей), |
85 |
|
97 |
|
106 |
мм |
|
|
|||
5. Максимальный диаметр ок |
|
|
|
|
|
ружности описывающей раз |
|
|
|
|
|
движные и герметизирующие |
|
|
|
|
|
элементы устройства в рабочем |
145 |
|
159 |
|
168,5 |
положении, мм, не менее |
|
|
|||
6. Длина устройства в сборе, мм, |
4007 |
4144 |
|
4250 |
|
не более |
|
||||
7. Максимальная растягивающая |
600 (60) |
700(70) |
|
800(80) |
|
нагрузка, кН (тн) |
|
||||
8. Значения внутренних избыточ |
|
|
|
|
|
ных давлений для приведения в |
|
|
|
|
|
действие устройства1: |
|
|
|
|
|
Давление срабатывания заяко- |
|
|
16,0 |
|
|
ривающего узла Р,, МПа |
|
|
|
|
|
Давление срабатывания гидро |
|
|
16,0 |
|
|
механического пакера Р2, МПа |
|
|
|
|
|
Давление срабатывания разъе |
|
|
20,0 |
|
|
диняющего узла Р3, МПа |
|
|
|
|
|
9. Максимальный перепад давле |
|
|
|
|
|
ния между разобщаемыми гидро |
|
|
|
|
|
механическим пакером зонами, |
|
|
15,0 |
|
|
АР, МПа |
|
|
|
|
|
10. Максимальная рабочая темпе |
|
|
100 |
|
|
ратура, °С |
|
|
|
|
|
11. Присоединительные резьбы |
|
|
|
|
|
верхняя по ГОСТ Р 50 864—96 |
3-86 |
|
3-102 |
|
|
нижняя |
ОТТМ-Ю2 |
ОТТМ-114 |
ОТТМ-127 |
||
Таблица 13.9. Основные технические характеристики переводников манжетных
ПМ
|
|
|
Значение |
|
|
|
Параметр |
|
|
Шифр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ПМ |
цм |
ПМ |
ПМ |
ПМ |
ПМ |
|
102/120 |
102/124 |
102/140 |
114/140 |
114/144 |
127/156 |
1. Условный диаметр хвостовика, в |
|
|
|
|
|
|
составе которого спускается пере |
102 |
102 |
102 |
114 |
114 |
127 |
водник, мм |
||||||
2. Условный диаметр ствола сква |
|
|
|
|
|
|
жины, в который спускается пере |
|
124 |
139,7 |
139,7 |
146 |
155,6 |
водник, мм |
120,6 |
|||||
3. Максимальный наружный диа |
125 |
130 |
145 |
147 |
150 |
162 |
метр, по манжетам, мм |
||||||
4. Максимальный наружный диа |
112 |
115 |
118 |
130 |
130 |
141 |
метр, по обжимным стаканам, мм |
||||||
5. Максимальный перепад давле |
|
|
|
|
|
|
ния на манжетном переводнике |
|
|
|
|
|
|
при прямой промывке, в номи |
0,5 |
0,5 |
0,5 |
0,5 |
0,5 |
0,5 |
нальном стволе, МПа |
||||||
6. Максимальное давление в за- |
|
|
|
|
|
|
труб-ном пространстве, выдержи |
|
|
|
|
|
|
ваемое манжетным переводником, |
7,0 |
7,0 |
7,0 |
7,0 |
7,0 |
7,0 |
в номинальном стволе, МПа |
||||||
7.*Максимальная рабочая темпера |
|
|
|
|
|
|
тура, °С |
100 |
100 |
100 |
100 |
100 |
100 |
8. Максимальная растягивающая |
|
|
|
|
|
|
осевая нагрузка на корпус перевод |
600 |
600 |
600 |
700 |
700 |
800 |
ника, кН |
||||||
9. Диаметр проходного канала, мм, |
85 |
85 |
85 |
97 |
97 |
108,6 |
не менее |
||||||
10. Длина, не более, мм: в рабочем |
2130 |
2030 |
2030 |
2310 |
2310 |
2175 |
положении |
||||||
И. Масса, не более: в транспорт |
50,5 |
52 |
54 |
59 |
59 |
71 |
ном положении, кг |
||||||
12. Присоединительные резьбы |
оттм ОТТМ ОТТМ |
ОТТМ ОТТМ ОТТМ |
||||
|
02 |
102 |
102 |
114 |
114 |
127 |
пробки, при креплении хвостовиком с цементированием. Давление не должно превышать 80 % от предустановленного давления срабатыва ния узлов.
—в процессе спуска запрещается вращать транспортировочную колон ну. Спуск производить со свободным вращением крюка на крюкоблоке.
— скорость спуска хвостовика с комплексом не должна превышать 1 — 1,5 м/с.
9. Транспортировочную колонну перед спуском хвостовика необходимо спрессовать на давление 25 МПа, прошаблонировать ее шаблоном диамет ром 52 мм и зафиксировать три показания индикатора веса, с записью в
который спускается в составе бурильной колонны на заданную глубину, при условии шаблонирования ствола скважины перед спуском хвостовика.
Переводник ПО.000 (рис. 13.16) — переводник опрессовочный состоит из корпуса 5, в котором посредством шести срезных винтов 9 закреплена втулка 7, герметично перекрывающая отверстия в корпусе. В нижней части втулки 7 размещено гнездо 8 под пробку. Корпус 5 свернут по замковой резьбе 3—102 с нижним переводником 6.
В комплект поставки переводника опрессовочного входит пробка (рис. 13.17), которая состоит из головки 1, в которую ввернут стержень 2. На стержне последовательно размешены: — втулка 6, верхняя манжета 4, втул ка 5, верхняя манжета 4, втулка 5, нижняя манжета 3, втулка 5, нижняя манжета 3. На головке установлены уплотнительные кольца 9.
Переводник включается в состав бурильной колонны при подготовке ствола скважины под спуск обсадной колонны и устанавливается на задан ной глубине. После проведения необходимых проработок и промывки на забое, пускается пробка. После прокачивания раствора по бурильной ко лонны до ПО пробка садится в гнездо 8 (рис. 13.16). Ступенчатым наращи ванием давления проводят опрессовку бурильной колонны. При достиже нии давления 25,0 ± 2,5 МПа винты 9 срезаются и втулка 7 перемещается до упора в торец нижнего переводника 6, открывая отверстия в корпусе 5.
10. Перед спуском хвостовика с комплексом в скважину, необходимо прошаблонировать обсадную колонну шаблоном, имеющим длину не менее 3 метров и наружные диаметры:
—для 146 мм обсадной колонны — 0124 мм;
—для 168 мм обсадной колонны — 0144 мм;
—для 178 мм обсадной колонны — 0 154 мм.
13.4.Опыт применения технических средств для спуска и манжетного цементирования хвостовиков на месторождениях Западной Сибири [88]
Выбор комплекса технических средств для крепления хвостовика осуще ствляется путем подбора оптимального технологического процесса крепле ния скважины с учетом конкретных геолого-технических условий и задан ных экономических параметров. В частности, на месторождениях ОАО «Сибнефть—Ноябрьскнефтегаз» начиная с 2002 г. реализуется технология крепления боковых горизонтальных стволов бездействующих скважин хво стовиками диаметром 102 и 114 мм с манжетным цементированием при ис пользовании комплексов ПХМЦ, а также со сплошным цементированием при применении комплексов ПХЦ. Бурение боковых стволов проводилось как собственными силами, так и различными подрядными буровыми орга низациями. Контроль за направлением ствола скважины и процессом це ментирования хвостовика осуществляла фирма Schlumberger.
С декабря 2002 г. по октябрь 2003 г. на девяти месторождениях были проведены работы по креплению хвостовиками боковых горизонтальных стволов более чем в 20 скважинах. Скважины освоены и введены в эксплуа тацию. По всем скважинам проектные дебиты нефти и обводненность про дукции не превышают запланированные. Данные по отдельным скважинам
ипроцесса их цементирования приведены в табл. 13.11 и 13.12. Использование комплекса технических средств типа ПХЦ 102/146 и
ПХЦ 114/168 обеспечивает:
—спуск комплекса ПХЦ;
—цементирование хвостовика;
Таблица 13.11. Показатели крепления боковых стволов на Вынгаяхинском место
рождении
|
|
|
Номер скважины/номер куста на Вынгаяхинском месторожде |
|||||
Показатели |
|
|
|
|
нии |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2005/175 |
|
2012/175 |
2007/175 |
|
1974/173 |
Дата проведения работ |
|
01- |
07-08.10.03 г. |
29- |
|
21-22.04.03 |
||
|
|
|
02.08.03 г. I |
|
|
30.08.03 г. I |
г. |
|
Тип и размер приме |
|
|
ПХЦ 102/ |
ПХЦ 102/146 |
ПХЦ 102/ |
|
ПХЦ 114/ |
|
няемого комплекса |
|
|
146 |
|
|
146 |
|
168 |
Диаметр хвостовика, |
|
|
102 |
|
102 |
102 |
|
114 |
мм |
|
|
|
|
|
|
|
|
Глубина скважины, м |
|
|
3391 |
|
3195 |
3042,5 |
|
2979 |
Интервал окна (глубина |
|
3055 |
|
2865 |
2743 |
12836башмак |
||
башмака) в эксплуата |
|
|
|
|
|
|
|
178 э/кол. |
ционной колонне, м |
|
|
|
|
3192 |
|
|
|
Глубина спуска хвосто- | |
3389,76 |
|
3040 |
|
2977,35 |
|||
вика, м |
|
|
|
|
|
|
|
|
Интервал установки, м: |
|
|
|
|
2575,64- |
|
2526,36- |
|
гидромеханического |
|
I |
2936,46— |
2726,24-2728,18 |
|
|||
пакера |
|
| |
2938,4 |
|
|
2577,57 |
|
2528,15 |
якоря |
|
|
2934,86- |
2724,64-2726,24 |
2574,03- |
|
|
|
|
|
|
2936,46 |
|
|
2575,64 |
|
|
безопасного перевод- |
|
| |
2933,15- |
2722,92-2724,64 |
2572,32- |
|
2526,01— |
|
ника |
|
2934,86 |
|
|
2574,03 |
|
2526,36 |
|
воронки разъедини |
|
|
2932,36 |
|
2722,12 |
2571,53 |
2526,15 (во |
|
теля |
|
|
|
|
|
|
ронка БП) |
|
|
|
|
|
|
|
|
2525,25 (во |
|
|
|
|
|
|
|
|
ронка разъе |
|
|
|
|
|
|
|
динителя) |
||
Общая длина хвостови- | |
457,4 |
|
469,88 |
468,47 |
|
451,20 |
||
ка, м |
|
|
|
|
|
|
|
|
Параметры бурового |
|
|
|
|
|
|
|
|
раствора: |
|
|
|
|
|
|
|
|
плотность, кг/м3 |
|
|
1370— |
|
1220 |
1350 |
|
1410 |
|
|
|
1380 |
|
|
|
|
|
условная вязкость, с |
|
|
50—55 |
|
45-50 |
60 |
|
55 |
водоотдача, см3/30 |
| |
|
5,0 |
|
5,0 |
5,0 |
|
5,5 |
мин |
|
|
|
|
|
|
|
|
Режим промывки сква |
|
|
|
|
|
|
|
|
жины перед цементи |
|
|
|
|
|
|
|
|
рованием хвостовика: |
|
|
|
|
|
0,384 |
|
0,54 |
расход, м3/мин |
|
0,31—0,40 |
|
0,36 |
|
|||
давление, МПа |
|
|
8,0-9,0 |
|
6,0 |
9,0 |
|
6,5 |
Тампонажный раствор, |
|
Wellbond Sg CRETE Wellbond |
UniFLAC |
Wellbond |
||||
закачанный в скважину I |
|
|
|
|
|
|
|
|
Параметры тампонаж- |
|
|
|
|
|
|
|
|
[ ного раствора: |
|
|
|
|
|
|
|
|
объем, м3 |
|
|
3,7 |
3,0 |
3 , 0 |
1,5 |
|
4,0 |
Показатели
плотность, кг/м3
Объем продавочной жидкости, м3
Объем буферной жид кости (технической во ды), м3
Рабочее давление пе ред сигналом «стоп», МПа
Скачок давления при стыковке верхней це ментировочной пробки с подвесной цементи ровочной пробкой, МПа
Давление сигнала «стоп», МПа
Давление запакеровки пакера ПГП, МПа
Давление приведения в действие гидромехани ческого пакера и якоря, МПа
Давление отсоедине ния транспортировоч ной колонны от хвосто вика, МПа
Продолжение
Номер скважины/номер куста на Вынгаяхинском месторожде нии
2005/175 |
2012/175 |
|
2007/175 |
1974/173 |
1950 |
1680 |
1950 |
1950 |
1950 |
14,5 |
12,76 |
|
11,50 (по |
13,2 |
2,0 |
|
|
СКЦ) |
|
3,01 |
|
2,82 |
3,0 |
|
13,5 |
9,7 |
|
10,0 |
9,0 |
3,5 |
не отмечен |
не отме |
3,5 |
|
|
|
|
чен |
|
15,2 |
13,7 |
13,3 |
11,2 |
—— — —
16,5-18,0 |
ON |
410 |
P°U 04 |
о0о |
1 |
16,0-17,8 |
16,8 |
|
|
|
|
|
|||
23,0 |
|
|
20,4 |
|
|
21,3 |
24,0 |
Т а б л и ца 13.12. Показатели крепления боковых стволов скважин
|
Месторождение; номер скважины; |
||
|
|
номер куста |
|
Показатели |
Споры- |
Сутормин- Сев-Янг- |
|
|
шевское; |
ское; 1054; |
тинское; |
|
76; 28 |
36Б |
Р-314 |
Дата проведения работ |
0 6 - |
0 8 - |
0 9 - |
|
07.05.03 г. |
09.05.03 г. |
10.06.03 г. |
Тип и размер применяемого комплекса |
пхмц |
ПХМЦ |
ПХМЦ |
|
114/168 |
102/146 |
102/146 |
Диаметр хвостовика, мм |
102/114 |
102 |
102 |
Глубина скважины, м |
2560 |
2994 |
3110 |
Интервал окна (глубина башмака) в эксплуата |
1823,5 |
2544- |
2373,6— |
ционной колонне, м |
2554 |
2376,0 |
|
Глубина спуска хвостовика, м |
2554 |
2990,03 |
3103,32 |
Продолжение
|
Месторождение; номер скважины; |
||
|
|
номер куста |
|
Показатели |
Споры- |
Сутормин Сев-Янг- |
|
|
|||
|
шевское |
ское; 1054; |
тинское; |
|
76; 28 |
36Б |
Р-314 |
Интервал установки, м: |
|
|
|
манжетного переводника |
2225,29— |
2709,28— |
2824,91— |
|
2226,19 |
2710,05 |
2826,99 |
муфты МЦ |
2221,99— |
2706,86— |
2822,64- |
|
2224,27 |
2708,21 |
2823,98 |
пакера ПГП |
2175,68— |
2698,70- |
2815,61- |
|
2180,95 |
2703,82 |
2820,71 |
фильтра |
2247,03- |
2989,68— |
3102,99— |
|
2553,68 |
2731,26 |
2848,80 |
гидромеханического пакера |
1771,77— |
2481,93— |
2324,83- |
|
1773,54 |
2483,87 |
2326,77 |
якоря |
1770,22— |
2480,33- |
2324,83- |
|
1771,77 |
2481,93 |
2323,22 |
безопасного переводника |
1769,83— |
2480,01— |
2323,22- |
|
1770,22 |
2480,33 |
2322,87 |
Глубина установки воронки разъединителя, м |
1769,05 |
2479,21 |
2322,08 |
Общая длина хвостовика, м |
784,95 |
510,82 |
782,54 |
Параметры бурового раствора: |
|
|
|
плотность, кг/м3 |
1070 |
1050 |
1070 |
условная вязкость, с |
56 |
47 |
51 |
водоотдача, см3/30 мин |
4,0 |
5,0 |
5,0 |
Тампонажный раствор, закачанный в скважину |
Wellbond |
Wellbond |
|
Режим промывки скважины перед цементирова |
|
|
|
нием хвостовика: |
0,68 |
|
|
расход, м3/мин |
0,72 |
0,33 |
|
давление, МПа |
5,0 |
6,5-7,0 |
7,0 |
Параметры тампонажного раствора; |
|
|
|
объем, м3 |
4,5 |
3,0 |
4,9 |
плотность, кг/м3 |
1900 |
1950 |
1950 |
Объем продавочной жидкости, м3 |
9,6 |
10,8 |
8,5 |
Объем буферной жидкости (технической воды), |
3,0 |
3,0 |
3,0 |
м3 |
|||
Рабочее давление перед сигналом «стоп», МПа |
5,5 |
6,7 |
12,0 |
Скачок давления при стыковке верхней цемен |
|
|
|
тировочной пробки с подвесной цементировоч |
4,5 |
4,5 |
5,5 |
ной пробкой, МПа |
|||
Давление сигнала «стоп», МПа |
12,2 |
12,6 |
15,0 |
Давление запакеровки пакера ПГП, МПа |
10,9 |
9,5 |
12,0 |
Давление приведения в действие гидромеханиче |
16,4 |
16,5 |
16,0 |
ского пакера и якоря, МПа |
|||
|
|
Продолжение |
|
|
Месторождение; номер скважины; |
||
|
|
номер куста |
|
Показатели |
Споры- |
Сутормин- Сев-Янг- |
|
|
|||
|
шевское; |
ское; 1054; |
тинское; |
|
76; 28 |
36Б |
Р-314 |
Давление отсоединения транспортировочной ко |
18,7 |
19,6 |
23,5 |
лонны от хвостовика, МПа |
|||
Примечание: I. Узел разъединителя при давлении 24 МПа не раскрылся. 2. Транспор тировочная колонна отсоединена от хвостовика в безопасном переводнике на глубине 2526,15 м
—стыковку верхней цементировочной пробки с полой цементировочной пробкой, установленной в подвеске хвостовика при давлении р, = 4— 5 МПа, и продавливание тампонажного раствора в затрубное про странство хвостовика до получения сигнала «стоп» — операция «Т1— Pi» (рис. 13.18);
—повышение внутреннего избыточного давления и последовательное приведение в действие узлов якоря — операция «Т2—р2», пакера —
операция «ТЗ—р3» и автоматического разъединителя хвостовика от транспортировочной колонны — операция «Т4—р4».
При использовании комплекса технических средств типа ПХМЦ (рис. 13.19) осуществляются следующие технологические операции (рис. 13.20).
1. Спуск комплекса технических средств в составе хвостовика на транс портировочной колонне бурильных труб внутренним диаметром не менее 51 мм для 102-мм хвостовиков (комплекс ПХМЦ 1.102/146.000) и не менее 55 мм для хвостовиков диаметром 114, 127 мм (комплексы соответственно
ПХМЦ 1.114/168.000 и ПХЦ 1.127/ |
|
|
||
178.000). |
цементирование |
|
|
|
2. Манжетное |
|
|
||
хвостовика с пуском верхней цемен |
|
|
||
тировочной пробки после закачива |
|
|
||
ния тампонажного раствора для раз |
|
|
||
деления тампонажного |
раствора и |
|
|
|
продавочной жидкости. |
цементиро |
|
|
|
3. Стыковка верхней |
|
|
||
вочной пробки с полой цементиро |
|
|
||
вочной пробкой при давлении р, = |
|
|
||
4—5 МПа и продавливание тампо |
|
|
||
нажного раствора в затрубное про |
|
|
||
странство хвостовика до получения |
|
|
||
сигнала «стоп», сброс давления до |
|
|
||
нуля. |
|
|
|
|
4. Приведение в действие гидрав |
|
|
||
лических пакеров |
путем создания |
|
|
|
Давления р = 6—8 МПа. Сброс внут |
Рис. 13.18. Изменение рабочего управ- |
|||
реннего избыточного давления до |
||||
нуля для закрытия клапанной систе- |
ляющего давления Р при использовании |
|||
мы п№аплп п г п |
|
|
комплекса |
технических средств типа |
мы пакеров ПГП. |
|
|
пхц (т_ |
время) |
