Заканчивание скважин
 Скачать 4.91 Mb.
|
Оборудование устья скважины колонными головкамиПосле окончания бурения скважины, спуска обсадной колонны и её цементирования верхние части обсадной колонны (кондуктора, промежуточной и эксплуатационной) соединяют при помощи колонной головки. Для освоения, испытания продуктивных горизонтов и обеспечения последуюшей их эксплуатации без осложнений обвязка колонн на устье должна обеспечивать: 1) герметизацию, контроль давления и возможность заполнения промывочной жидкостью заколонного пространства; 2) жёсткое соединение верхней (устьевой) части эксплуатационной колонны с другими колоннами, спущенными ранее в скважину; 3) возможность фиксирования некоторых величин натяжения эксплуатационной колонны. Колонные головки устанавливаются на всех скважинах независимо oт способа их эксплуатации. Для нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин выбор типа колонной головки зависит от пластового давления и диаметра обвязываемых колонн. В промысловой практике применяют колонные головки двух типов: клиновую (рис. 5.1) ГКК (ОКК) и муфтовую ГКМ (рис. 5.2). Наиболее распространена колонная головка (обвязка) клиновая. Она предназначена для обвязки двух или трёх колонн - эксплуатационной и кондуктора, эксплуатационной и промежуточной, эксплуатационной, промежуточной и кондуктора. На скважине может быть установлено несколько колонных головок. Колонные головки испытывают на герметичность при опрессовке водой межколонного пространства на допустимое внутреннее давление колонны РДОП, а также, до установки на колонну, на прочность корпуса на пробное давление: при условном диаметре проходного сечения фланца головки меньше 350 мм – 2 РРАБ; при условном диаметре большем и равном 350–1,5 РРАБ. Колонную головку установленную на промежуточную колонну опрессовывают газоподобными агентами в следующем порядке: 1. через межколонное пространство устье скважины опрессовывают жидкостью (водой) на давление, отвечающее допустимому внутреннему давлению промежуточной колонны. 2. устанавливают на колонну фонтанную арматуру, снижают уровень жидкости в эксплуатационной колонне и вторично спрессовывают инертным газом колонную головку на максимальное рабочее давление промежуточной колонны, на которой установлена колонная головка, и дают выдержку давления не менее 5 минут. При этом не должно быть потерь газа. Испытания обсадных колонн на герметичностьКаждая колонна должна подвергаться испытанию для проверки качества цементирования, определения ее прочности и герметичности. Испытание предполагает проверку: расположения цемента за обсадной колонной, контакта цементного камня с обсадными трубами и породой методами геофизического каротажа – на стадии ОЗЦ термокаротаж, после ОЗЦ акустический и радиационный каротаж; герметичности цементного кольца промежуточной обсадной колонны или кондуктора, на которых установлено противовыбросовое оборудование; прочности и герметичности всех обсадных колонн давлением. Кондукторы и промежуточные колонны испытывают на герметичность согласно действующей инструкции и оформляют это актом. Испытания обсадных колонн на герметичностьПроверка герметичности цементного кольца промежуточной обсадной колонны или кондуктора производится после испытания этих колонн на герметичность. Для этого разбуривается цементный стакан, башмак испытываемой колонны и забой углубляют на 3 метра ниже её башмака. На устье создаётся давление Рцкоп, которое рассчитывают по формуле: Рцк оп =Роп - g H (бр - в), где: Роп – давление опрессовки колонны; g – ускорение свободного падения; H – глубина скважины; бр – плотность бурового раствора; в –- плотность воды. Испытание на герметичность эксплуатационных колонн очень важно, поскольку оно определяет надежность последующего вызова притока и эксплуатации скважины. Оно проводится в следующих скважинах: 1. со сплошными колоннами или с фильтром при манжетном цементировании после проверки расположения цементного стакана, а при необходимости после его подбуривания до установленного минимума его высоты. 2. с колоннами, зацементированными ступенчато или секциями: первое испытание после окончания времени ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) последней секции или ступени, а позже после разбуривания цементного стакана каждой секции; последнее испытание проводят после разбуривания нижнего цементного стакана до установленного минимума его высоты. Эксплуатационные колонны испытывают на герметичность после спуска и цементирования - созданием давления с предварительной заменой глинистого раствора на воду, если вода не была жидкостью продавки; в скважинах, где при испытании и в начале эксплуатации ожидается отсутствие избыточного давления, эксплуатационную колонну дополнительно испытывают снижением уровня воды; При испытании колонны на герметичность внутреннее давление на трубы колонны РОПР не должно превышать давление опрессовки, которое было использовано при расчёте обсадной колонны на прочность (см. лекцию – расчёт обсадных колонн). Считается, что колонна выдержала испытание на герметичность опрессовкой, если после замены раствора на воду отсутствуют переток жидкости или выделение газа из колонны, а также если не было отмечено снижения давления испытания на протяжении 30 минут, или если давление уменьшается не более чем на 0,5 МПа при давлении испытания более 7 МПа и не более чем 0,3 МПа при давлении испытания ниже 7 МПа. Наблюдение за изменением давления начинают через 5 мин после создания необходимого давления. При испытании колонны методом снижения уровня последний должен быть снижен до значения, который принимался в расчёте обсадных колонн. Уровень измеряют различными скважинными приборами через 3 ч после его снижения, чтобы исключить влияние стекания жидкости со стенок колонны на результаты измерений. Если уровень жидкости в колонне за 8 ч поднимется больше указанного, то измерение повторяют. В случае подтверждения негерметичности выявляют причины и разрабатывают меры по её ликвидации.
В скважинах, заполненных перед цементированием глинистым раствором плотностью 1400 кг/м3 и выше, вместо испытания герметичности колонны снижением уровня заменяют глинистый раствор на воду и на протяжении 1 ч после стабилизации температуры констатируют отсутствие перетока жидкости или выделения газа (если замена раствора на воду не вызывает опасности смятия колонны). При испытании методом снижения уровня колонна считается герметичной в том случае, если повышение уровня, сниженного до указанной величины, за 8 ч наблюдения не превысит значений, указанных ниже. До настоящего времени в отечественной практике горизонтальный участок ствола скважины или ствол с большим углом отклонения от вертикали, как правило, оставляли незацементированным. В лучшем случае его обсаживали колонной или хвостовиком с щелевидными фильтрами в интервале продуктивного пласта. Однако этот способ заканчивания скважин имеет ряд существенных недостатков: -прорыв воды на любом участке горизонтального ствола скважины в интервале продуктивного пласта может привести к потере скважины в целом; -возникают труднопреодолимые проблемы при необходимости стимулирования скважины путем кислотной обработкой или гидроразрыва продуктивного пласта; -становится невозможным точное регулирование добычи или нагнетания жидкости в интервалах пласта, имеющих различную проницаемость. Преимущества цементирования и перфорации, хотя они значительно удорожают работы, могут загрязнить пласт и ограничить темп добычи (или нагнетания) в некоторых породах, в борьбе с указанными выше проблемами перевешивают эти недостатки. Стандартная технологическая оснастка обсадных колонн не обеспечивает нормальной работы в условиях, когда она находится в наклонном положении. Обратные клапаны с неподпружиненным шаровым затвором перестают надежно закрываться, а в подпружиненных - при промежуточных промывках размываются шары или тарелки и не перекрывают затвор. Использование клапанов ЦКОД с дросселями, расположенными ниже шаровых затворов, обеспечивает самозаполнение спускаемой обсадной колонны жидкостью из скважины на 95 % ее длины, не допуская при этом сифона. При углах наклона оси скважины в месте их установки более 15...20° возникают отказы: клапан не закрывается по окончании продавливания тампонажного раствора из колонны в затрубное пространство скважин, тампонажный раствор возвращался из затрубного пространства в колонну и поднимался более чем на 100 м. Анализ причин отказов клапанов показал, что шаровой затвор отклоняется от оси седла клапана. При этом обратный поток тампонажного раствора движется через клапан, не давая ему запереть седло. Испытания в промысловых условиях клапанов типа КОДГ показали, что в сравнении с клапанами типа ЦКОДМ этот клапан надежно работает в наклонном и горизонтальном положениях. При этом шар не имеет заметного износа при циркуляции через клапан абразивного бурового раствора в течение 30 ч при расходе до 60 л/с. Идеальным центратором является жесткий спиральный центратор типа ЦТГ по ТУ 39‑0147001‑151‑96, наружный диаметр которого меньше диаметра ребер стабилизатора, применявшего при бурении скважин. Это устройство одновременно выполняет функцию турбулизатора. При цементировании горизонтальных скважин комплектное применение продавочных и нижних пробок становится обязательным, так как наличие цементного стакана внутри колонны в пределах продуктивного пласта вообще недопустимо по экономическим соображениям. В НПО "Бурение" подготовлен к серийному производству комплект разделительных пробок КРПФ 114х127, КРПФ 140х146 и КРПФ 168х178, который позволит эффективнее использовать горизонтальный участок скважины в интервале продуктивного пласта за счет включения кроме верхней разделительной и нижней пробок специального кольца "стоп". недоподъем тампонажного раствора межпластовые перетоки флюидопроявления недоспуск колонн низкая адгезия тампонажного камня недолговечность тампонажного камня Преждевременное загустевание Чрезмерная водоотдача Высокая проницаемость цементного раствора Сильная усадка Усталостное разрушение цемента Неправильно подобранная плотность Некачественное сцепление на границах разделов Некачественное удаление бурового раствора, фильтрационной корки |