муфта мсц. МСЦ мустаев. Специальная тема. Применение мсц при креплении скважины 1 Цели и задачи цементирования
 Скачать 0.61 Mb.
|
|
3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ТЕМА. ПРИМЕНЕНИЕ МСЦ ПРИ КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИНЫ 3.1 Цели и задачи цементирования  Повышение эффективности нефтедобычи в принципиальной мере зависит от решения проблемы высокоэффективного заканчивания скважин. В настоящее время в комплексе процессов заканчивания самые существенные возможности для повышения продуктивности скважин имеются в области технологии разобщения пластов. Коренное повышение эффективности заканчивания скважин может быть достигнуто только при совместном решении двух базовых задач:- стабильно качественное разобщение пласта -эксплуатационного объекта от других пластов; - предотвращение практически значимого ухудшения коллекторских свойств пласта - эксплуатационного объекта в продуктивной зоне. Наиболее универсальным для многообразных условий месторождений и поэтому весьма перспективным является способ высокотехнологичного ступенчатого цементирования скважин с малой высотой подъема тампонажной смеси на первой ступени. Кроме резкого уменьшения репрессии на продуктивный пласт, ступенчатое цементирование характеризуется дополнительными особенностями, способствующими повышению качества разобщения пластов: - прокачка через зону продуктивных пластов только тех тампонажных смесей, которые предназначены специально для размещения в этой зоне; - обработка этой зоны буферной жидкостью непосредственно перед прокачкой через нее указанных смесей. Крепление скважин –завершающий, наиболеесложныйиответственный технологический процесс, от качества выполнения которого в значительной степени зависит успешность строительства скважины, ее продуктивность и долговечность. В настоящее время тенденции, связанные с увеличением объемов эксплуатационного бурения, освоением месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, а также новых месторождений со сложными геолого-техническими условиями, указывают на необходимость решения существующих проблем в области качества крепления нефтяных и газовых скважин, и этот вопрос становится все более актуальным.  Отсутствие качественного и долговременного разобщения пластов, межколонные и межпластовые нефтегазоводопроявления и перетоки, поглощения и недоподъем цементного раствора на заданную высоту –всеэтиосложненияприводяткснижениюпродуктивностипостроенныхскважинивцеломэффективностиразработкиместорождения, увеличениюзатратнаремонтныеработывпроцессеосвоенияиэксплуатации скважины.Для проведения качественного крепления скважины необходимо на всех этапах, от подготовки ствола скважины до спуска обсадной колонны и ее дальнейшего цементирования, обеспечить грамотный подбор применяемых для осуществления данных операций технологий, оборудования и материалов. Основные задачи цементирования: 1. Разобщение горизонтов друг от друга и от поверхности. 2. Закрепление стенок скважин. 3. Защита обсадных колонн от коррозионного воздействия пластовых флюидов. 4. Удержание в подвешенном состоянии обсадной колонны. 3.2 Способы цементирования скважин Выделяют 2 группы способов: 1. Способы первичного цементирования (для доставки тампонажного раствора в затрубное пространство). 2. Способы вторичного цементирования (ремонтного). Способы первичного цементирования Одноступенчатый - прямой; Двухступенчатый - прямой; Манжетный (селективно-манжетный) –прямой; Обратный; Встречными потоками; Комбинированный; Цементирования хвостовиков и секций ОК. Прямое двухступенчатое цементирование предпочтительно применять при: высокой вероятности гидроразрыва горных пород за счет большого расчетного забойного давления в конце цементирования (Рз > Ргр); расчётном давлении на цементировочной головке, большем, чем максимальное давление, развиваемое цементировочным агрегатом (Рцг > Рца);  необходимости одновременного участия чрезмерно большого числа цементировочных агрегатов и смесительных машин;большом времени цементирования (ТЦ > Тзагуст.); различных температурных условиях. 3.3 Применяемое оборудование и материалы, необходимые для осуществления технологии двухступенчатого цементирования. При креплении скважин в ряде случаев возникает необходимость подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами на значительную высоту (до 3000 м и более). Обеспечить успешность и высокое качество проведений операций при подъеме тампонажного раствора на такую высоту за один прием цементирования не всегда возможно. Применяемое в этих случаях цементирование обсадных колонн с подъемом тампонажного раствора на большую высоту в два приема осуществляется с помощью муфт ступенчатого цементирования. Спуск обсадных колонн, секций и потайных колонн, как и проведение технологической операции, осуществляют с помощью специальных приспособлений и устройств, объединяющихся под общим названием элементов технологической оснастки. Технологическая оснастка обсадной колонны включает в себя: направляющий башмак; обратный клапан (ЦКОД); центраторы; заколонные пакеры; скребки; турбулизаторы; муфты ступенчатого цементирования (рисунок 3).  Рисунок 3 Схема двухступенчатого цементирования: а-положениедооткрытия отверстий в цементировочной муфте:б-положениеприоткрытииотверстийвцементировочноймуфте; 1 -верхнееседло; 2-верхнийцилиндр;3-отверстиядлявыходацементногораствора;4-нижнееседло; 5-нижнийцилиндр;6-муфтадлядвухступенчатогоцементирования; 7-обсаднаяколонна;8-обратныйклапан; 9-направляющийбашмак На выбранной глубине на обсадную колонну при ее спуске устанавливают специальную муфту, имеющую отверстия. При цементировании нижней части обсадной колонны они закрыты. После промывки скважины в колонну помещают нижнюю цементировочную (разделительную) пробку; при цементировании с одной пробкой нижнюю цементировочную пробкуне применяют. Затем закачивают цементный раствор, после чего сбрасывают вторую цементировочную (разделительную) пробку. Продавочной жидкостью, взятой в количестве, примерно равном объему нижней части обсадной колоны, продавливают цементный раствор. Затем в колонну помещают третью цементировочную (разделительную) пробку, диаметром больше двух первых. Когда верхняя цементировочная (разделительная) пробка садится на первую, третья пробка подходит к цементировочной муфте и сдвигает ниппель, открывая отверстия. Третья пробка остается на муфте, а продавочная жидкость получает выход через отверстия специальной муфты. После промывки поднявшегося выше отверстий специальной муфты цементного раствора в течение некоторого времени (с учетом затвердения цементного раствора за нижней секцией колонны) закачивают новую порцию цементного раствора, которая выходит из отверстий и поднимается выше муфты в затрубном пространстве. За цементным раствором сбрасывают четвертую пробку, которая является одновременно запорной и разделительной. После выдавливания всего цементного раствора через отверстия четвертая пробка подходит к муфте и сдвигает ниппель, закрывая отверстия. Процесс цементирования считается законченным. 3.4 Подготовительные работы, спуск обсадной колонны с включением в ее компоновку МСЦ. Технологическая схема работ при цементировании скважин предусматривает последовательное закачивание по обсадным трубам промывочной и буферной жидкостей, тампо-  нажных растворов и в конце - продавочной жидкости. Подготовительные работы и спуск обсадной колонны с включением в ее компоновку МСЦ.  1.Ствол скважины до спуска обсадной колонны с целью безаварийного спуска МСЦ прорабатывают и калибруют с включением в компоновку низа бурильной колонны (КНБК) калибратора диаметром 206-208 мм или же включают калибратор в КНБК при бурении. Забой скважины промывают в течение двух циклов для выравнивания параметров бурового раствора и очистки ствола с производительностью буровых насосов не менее 30 л/с.2. Обсадную колонну спускают в скважину до проектной глубины со следующей компоновкой: башмак, обратный клапан и далее обсадные трубы с включением в их состав МСЦ конструкции института «ТатНИПИнефть». Место расположения МСЦ выбирают таким образом, чтобы она находилась выше кровли продуктивного пласта, примерно, на 150-200 м. 3. На обсадных трубах рекомендуется установить жесткие центраторы типа ЖЦЛБ, разработанные институтом «ТатНИПИнефть» или пружинные центраторы типа ЦЦ. Они ставятся на обсадных трубах из расчета расположения их: вблизи башмака обсадной колонны, сверху и снизу от МСЦ по два центратора ЖЦЛБ конструкции ТатНИПИнефть, ниже и выше продуктивных и водоносных пластов на каждой трубе, а также в интервале первой и последней трубы кондуктора или промежуточной колонны. 4. После окончания спуска обсадной колонны промывают ствол скважины в течение двух циклов для выравнивания параметров бурового раствора с производительностью бурового насоса не менее 18 л/с. Технология цементирования обсадной колонны Подготовительные работы к цементированию скважины. 1.Расстановка, обвязка цементировочной техники, набор воды, приготовление буферной жидкости и жидкости для затворения тампонажного раствора, обеспечение освещения в ночное время должны быть закончены до окончания промывки скважины после спуска обсадной колонны. 2. Далее необходимо навинтить на обсадную колонну цементировочную головку типа ГУЦ 140-168-400 с заблаговременно вставленной в неё разделительной цементировочной пробкой и закрыть краны высокого давления. 3. Затем присоединить нагнетательные трубопроводы к цементировочной головке и опрессовать их технической водой с помощью цементировочного агрегата типа ЦА-320М с выдержкой в течение 3 мин на величину полуторократного расчетного максимального рабочего давления, ожидаемого в процессе цементирования обсадной колонны. 4. В осреднительной емкости рекомендуется приготовить пластифицированный тампонажный раствор плотностью 1870 20 кг/м3 и объемом, равным объему затрубного пространства обсадной колонны до МСЦ и плюс 40-50 м выше ее. Цементирование первой ступени обсадной колонны. Вначале закачивают буферную жидкость (объем и состав буферной жидкости указывается в плане работ на крепление скважин). 2. Затем закачивают пластифицированный тампонажный раствор, приготовленный в осреднительной емкости. 3. После закачивания тампонажного раствора первой ступени (нижней) в обсадные трубы закрывают нижние краны на цементировочной головке, присоединяют трубопровод к крану цементировочной головки над стопорным устройством, открывают кран, освобождают от стопорных винтов стандартную разделительную цементировочную пробку, плавно продавливают ее в колонну продавочной жидкостью, выходят на рабочий режим, продавливая тампонажный раствор в заколонное пространство, присоединив к головке нижние трубопроводы после их промывки. Остановка процесса для перехода от режима закачивания к продавливанию тампонажного раствора должна быть кратковременной не более 3-5 мин.  4. После получения давления «стоп» снижают давление в обсадной колонне до нуля путем плавного отбора продавочной жидкости в мерную емкость ЦА-320М, т.е. проверяют герметичность обратного клапана. При этом объем продавочной жидкости, принятой в мерную емкость ЦА-320М, не должен быть более 0,2-0,3 м3.5. При герметичном обратном клапане повышают гидравлическое давление в обсадной колонне и под действием избыточного давления 14,0-15,0 МПа срезаются калиброванные штифты МСЦ, клапан 6 перемещается вверх, открывая циркуляционные отверстия в корпусе 1. Далее вымывают тампонажный раствор, находящийся выше МСЦ, на дневную поверхность и промывают скважину от цементного раствора в течение не менее 1,5 циклов. Убедившись в отсутствии цемента в выходящем буровом растворе, скважину оставляют на ОЗЦ первой ступени обсадной колонны в течение 6 - 8 ч (в зависимости от начала схватывания пробы тампонажного раствора), периодически промывая вторую (верхнюю) ступень. При не герметичности обратного клапана обсадной колонны продолжают промывку скважины до начала схватывания цементного раствора 1 ступени в течение 2-3ч. Далее обсадную колонну оставляют на ОЗЦ в течение 6-8 ч, с учетом времени промывки скважины, производя дальнейшую периодическую промывку второй (верхней) ступени. Цементирование второй ступени обсадной колонны 1. После ОЗЦ первой ступени (нижней) обсадной колонны закачивают расчетный объем тампонажного раствора второй (верхней) ступени двумя или тремя порциями 2. После закачивания тампонажного раствора второй ступени в обсадные трубы, приступают к продавливанию его в заколонное пространство, используя специальную верхнюю цементировочную пробку конструкции института «ТатНИПИнефть» 3. В конце продавливания тампонажного раствора второй ступени в затрубное пространство обсадной колонны верхняя цементировочная пробка садится на посадочную втулку 9. Затем давление внутри обсадной колонны плавно повышают и при избыточном давлении, примерно, 3.0-4.0 МПа происходит срез калиброванных винтов 10. Посадочная втулка 9 перемещается вниз и перекрывает циркуляционные отверстия в корпусе 1 муфты, обеспечивая герметизацию ее с внутренней стороны. Клапан 6 опускается вниз, обеспечивая герметизацию муфты с внешней стороны.  4. После получения давления «стоп» снижают давление в обсадной колонне путем плавного отбора продавочной жидкости в мерную емкость ЦА-320М, т.е. проверяют герметичность обратного клапана. При герметичном обратном клапане скважину оставляют на ОЗЦ, в течение 24 ч, предварительно снизив давление в обсадной колонне до нуля.5. При негерметичном обратном клапане обсадною колонну необходимо оставить под давлением на 1.0 МПа выше рабочего. Краны на цементировочной головке закрывают и в течение 3-4 ч ОЗЦ обсадную колонну устанавливают на хомут. 6. Через 4 ч ОЗЦ производят долив цементного раствора плотностью 1820 20 кг/м3 за обсадную колонну до устья. 7. Спускают в скважину долото диаметром 124 (144) мм, объёмный двигатель Д-85 (105) на бурильном инструменте диаметром 73 мм и разбуривают верхнюю цементировочную пробку 19 и чугунную посадочную втулку 9 МСЦ. Допускают инструмент до искусственного забоя и промывают скважину технической водой. 8. Закачивают 3 м3 водного раствора МЛ-80 (6 л), продавливают технической водой плотностью 1000 кг/м3 и поднимают бурильный инструмент. 9. Для контроля качества цементирования и разобщения пластов, высоты подъема тампонажного раствора за обсадной колонной производят замеры существующими методами геофизических исследований, например, АКЦ, СГДТ. 10. Испытывают обсадную колонну на герметичность в присутствии представителя заказчика. 3.5 Конструкция, область применения муфты ступенчатого цементирования Муфта ступенчатого цементирования (МСЦ) (рисунок 4) применяется при цементировании обсадных колонн диаметром от 140 до 245 мм в условиях неизолированных зон поглощения, с целью снижения репрессии на продуктивный пласт, а также при проведении манжетного цементирования. Муфты ступенчатого цементирования (МСЦ) предназначены для цементирования эксплуатационных колонн в 2 (две) ступени, что позволяет снизить гидро-  статическое давление на поглощающие горизонты и обеспечить требуемую высоту подъема цементного раствора в заколонном пространстве скважины.Отличительными особенностями МСЦ являются: сохранение внутреннего диаметра эксплуатационной колонны в месте её установки; работоспособность, не зависящая от угла в месте установки. Муфты ступенчатого цементирования в стволе скважин рекомендуется устанавливать в интервалах устойчивых непроницаемых пород и на участках, где отсутствуют уширения, каверны или желеобразования. Конструктивно муфта (рисунок 4) представляет собой полый цилиндрический корпус с присоединительными резьбами на концах и смонтированную на его внешней поверхности обойму, образующую на части длины кольцевую полость, в которой размещена заслонка.   Рисунок 4 Муфта ступенчатого цементирования 1-корпус. 2-кольцо уплотнительное. 3-втулка верхняя, 4-штифт калиброванный, 5-втулка запорная. 6-отверстие для прохода жидкости, 7- втулка нижняя, 8- ограничитель перемещения нижней втулки Область применения муфты ступенчатого цементирования: 1) когда не удается за один прием поднять тампонажный раствор за обсадной колонной на требуемую высоту по причине гидроразрыва пластов и поглощения жидкости.2) когда ожидаемое рабочее давление при цементировании в один прием превышает технические возможности цементировочных агрегатов (ЦА). 3) при цементировании газовых и газоконденсатных скважин, а также скважин склонных к нефтегазопроявлению. 4) при цементировании скважин с применением двух различных по составу тампонажных растворов для изоляции пластов, которые отличаются по температуре или коррозионному воздействию на крепь. 5) когда предусмотрено оставлять продуктивную зону незацементированной и не допускать продавливания тампонажного раствора через башмак обсадной колонны. 6) когда цементирование в один прием невозможно по организационно-техническим причинам (при невозможности вызова или одновременного размещения на буровой большого количества цементировочного оборудования, например в условиях морского бурения). Принцип работы муфты ступенчатого цементирования (по рисунку 5): 1. Муфта спускается в скважину в составе обсадной колонны, стоп-кольцо устанавливают на одну или несколько труб выше колонного башмака. После закачки расчетного объема цементного раствора (рассчитанного на его подъем до высоты муфты в заколонном пространстве), перед закачкой продавочной жидкости, пускают пробку продавочную. 2. Пробка продавочная доходит до стоп-кольца и фиксируется в нём, тем самым обеспечивая герметичность закрытия колонны. 3. После проверки фиксации продавочной пробки, повышением давления открываются радиальные отверстия в муфте МСЦ, через которые производится вымывание излишка цемента в заколонном пространстве выше муфты МСЦ. Ожидание застывания цемента (ОЗЦ) первой ступени. 4.После закачки цемента (для второй ступени цементирования, выше муфты МСЦ) и перед закачкой продавочной жидкости пускают пробку запирающую. 5. Пробка запирающая доходит до седла гильзы (внутри муфты МСЦ), повышением давления срезаются штифты гильзы, гильза перемещается вниз, тем самым закрывая радиальные отверстия муфты МСЦ. Ожидание застывания цемента (ОЗЦ) второй ступени. 6. После ОЗЦ пробки запирающая и продавочная (изготовленные из резины), все внутренние элементы муфты МСЦ и стоп-кольца (изготовленные из алюминия) разбуриваются долотом.
1 2 3
 4 5 6Рисунок 5 Работа муфты ступенчатого цементирования Основные преимущества: • в сравнении с аналогами, применяется более совершенный и надежный узел открытия циркуляционных отверстий; • фиксирующее устройство запорной втулки обеспечивает 100% герметичность после разбуривания запирающей пробки и седла МСЦ; • имеется возможность подбора срезных винтов для разных значений давления открытия циркуляционных отверстий; • простота и надежность в применении.   |
