Комплекс работ по нормализации равнопроходного сечения внутреннего диаметра дополнительных эксплуатационных колонн наклонно-направленных и горизонтальных скважин
SET OF WORKS TO NORMALIZE EQUAL BORE SECTION OF INNER DIAMETER OF ADDITIONAL PRODUCTION STRINGS OF DIRECTIONAL AND HORIZONTAL WELLS

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно для нормализации равно проходного сечения внутреннего диаметра дополнительных эксплуатационных колонн наклонно-направленных и горизонтальных скважин.
Известен способ разбуривания скважинного оборудования с применением гибкой трубы [Патент RU №2638672, МПК Е21В 4/02, Е21В 29/00, опубл. 15.12.2017]. Способ включает сборку колонны труб с винтовым забойным двигателем (ВЗД) и фрезой-долотом, спуск в скважину колонны труб с ВЗД и фрезой-долотом до достижения разбуриваемого скважинного оборудования, создание циркуляции закачкой промывочной жидкости по колонне труб через забойный двигатель, фрезу-долото и межколонное пространство в желобную емкость скважины, разбуривание скважинного оборудования, извлечение колонны труб с забойным двигателем и фрезой-долотом из скважины. В качестве колонны труб применяют гибкую трубу (ГТ), на устье скважины на нижний конец колонны ГТ сверху вниз монтируют ВЗД, осциллятор, фрезу-долото. Спускают колонну ГТ в скважину со скоростью 15 м/мин с разгрузкой не более 10000 Н и расхаживанием через каждые 50 м без закачки промывочной жидкости до достижения скважинного оборудования, подлежащего разбуриванию. Приподнимают колонну ГТ на 15 м. Запускают ВЗД закачкой промывочной жидкости в колонну ГТ при давлении на насосном агрегате 15,0-20,0 МПа с расходом для работы ВЗД и созданием циркуляции. Спускают в скважину колонны ГТ со скоростью 2 м/мин до достижения верхнего интервала скважинного оборудования в скважине. Разбуривают скважинное оборудование фрезой-долотом, не превышая максимально допустимую нагрузку на фрезу-долото и не превышая максимально допустимый дифференциальный перепад давлений. Прорабатывают внутренние стенки скважины в интервале разбуренного скважинного оборудования трехкратным спуском и подъемом колонны ГТ со скоростью 2 м/мин, не прекращая циркуляцию промывочной жидкости. Поднимают колонну ГТ со скоростью 5 м/мин на 400 м выше верхнего интервала разбуриваемого скважинного оборудования. Останавливают закачку промывочной жидкости и производят технологическую паузу в течение 2 ч для отстоя шлама. Во время технологической паузы расхаживают ГТ через каждые 20 мин. Шаблонируют эксплуатационную колонну скважины спуском колонны ГТ с ВЗД, осциллятором и фрезой-долотом без закачки технологической жидкости до глубины на 20 м ниже нижнего интервала разбуренного скважинного оборудования в скважине. Извлекают колонну ГТ с ВЗД, осциллятором и фрезой-долотом. Обеспечивается повышение эффективности и надежности реализации способа, расширение функциональных возможностей, увеличение механической скорости проходки разбуриваемого скважинного оборудования.
Недостатки данного изобретения заключаются в следующем:
- экономическая неэффективность проведения ремонтных работ на скважинах, в связи с высокой стоимостью комплекса гибкая насосно-компрессорная труба (ГНКТ);
- диаметр применяемых комплексами ГНКТ фрезов ограничен размером насосно-компрессорной трубы (НКТ), на которой спущен стингер (пакер) в скважину (Фmax - 73 мм., по факту - 62 мм), что не обеспечивает равнопроходной диаметр хвостовика после бурения оснасток МГРП в хвостовиках ЭК Ф 102-114 мм.;
- время потраченное на ремонт с применением гибкой трубы, значительно больше чем с применением нашего комплекса (в 1,5-2 раза).
Известен способ разбуривания оснасток горизонтальных и наклонных скважин, хвостовиков зарезки боковых стволов, муфт гидравлического разрыва пластов в хвостовиках, сложных забоев [Заявка RU №2017134242, МПК Е21В 29/00, Е21В 21/00, опубл. 02.04.2019], включающий спуск колонны труб и винтового забойного двигателя в скважину с применением технологической жидкости, отличающийся тем, что помимо основного вращения бурильных труб и винтового забойного двигателя производится дополнительная их подкрутка в направлении основного вращения с устья любым возможным с технической точки зрения способом - механическим ротором, гидравлическим ротором или силовым вертлюгом.
Недостатки данного изобретения заключаются в следующем:
- для разбуривания 5-ти и более фрак муфт необходимо производить дополнительное спуско-подъемная операция СПО для смены вооружения, так как фрез рассчитан на разбуривание 4-ех фрак муфт без потери диаметра, в то время как наше изобретение позволяет произвести разбуривание до 10-ти фрак муфт в хвостовике до (1500 м.) на глубине до (5000 м.) без смены вооружения, соответственно за один СПО и без потери диаметра;
- данный способ не включает в себя работы по нормализации равно проходного сечения в скважинах, где крепление дополнительных эксплуатационных колонн осуществляется путем манжетного цементирования с применением муфты цементировочной (МЦГ) и клапана циркуляционного (КЦГ), где первостепенной задачей является фрезерование МЦГ и КЦГ;
3
3
- данный способ может быть не применим в скважинах с аномально низким пластовым давлением (АНПД), где поглощение промывочной жидкости пластом превышает 3 м/час, в таких случаях Заказчику за свой счет приходится производить закачки блок состава или ВУС, что в свою очередь несет дополнительные затраты и удорожает ремонт, в то время как наше изобретение способно выполнять работы по фрезерованию тех элементов при слабой циркуляции промывочной жидкости при поглощении до 15 м/час.
Техническим результатом является:
• Работы по нормализации равно проходного сечения в профиле хвостовика способствуют выносу остатков пропанта на поверхность при промывке скважины, что дает 100% гарантию освобождения скважины от пропанта.
• Создание номинального равно проходного сечения внутреннего диаметра, при фрезеровании муфты цементировочной и клапана циркуляционного в цементируемых доп. колоннах обеспечивает доступ к фрак муфтам для проведения многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП).
• Создание номинального равно проходного сечения внутреннего диаметра, при фрезеровании фрак муфт МГРП способствует увеличению притока добываемой жидкости, в том числе нефти, после запуска и вывода на режим нефтедобывающей скважины.
• Комплекс работ по нормализации равно проходного сечения дает возможность проведения в будущем геолого-технических мероприятий (ГТМ), за счет создания номинального равно проходного сечения внутреннего диаметра, а так же за счет снижения стоимости работ, что позволяет сделать рентабельными скважины для проведения ГТМ.
Технический результат достигается за счет того, что в соответствии с комплексом работ по нормализации равно проходного сечения внутреннего диаметра дополнительных эксплуатационных колонн наклонно-направленных и горизонтальных скважин производят фрезерование муфты цементировочной и циркуляционного клапана в скважинах, где крепление дополнительных эксплуатационных колонн осуществляется путем манжетного цементирования, фрезеруют фрак порты гидроразрыва пласта в скважинах со спущенными дополнительными эксплуатационными колоннами, оснащенными фрак портами многостадийного гидроразрыва пласта, активируемыми шарами, а так же фрезеруют цементные стаканы/мосты и разделительные пробки с применением фрезеровочного инструмента, оснащенного алмазно-твердосплавными резцами, который спускают в скважину, а для фрезерования фрак портов многостадийного гидроразрыва пласта используют пилотный фрезерующий инструмент, на резцы которых нанесен сплав карбид-вольфрама, при этом, производят пробные запуски малогабаритного винтового забойного двигателя (МВЗД-М) каждые 500 метров, а за 50 метров до входа в дополнительную колонну заполняют уровень скважины в затрубном пространстве до восстановления циркуляции, далее производят спуск компоновки, включающей последовательно расположенные фрезерующий инструмент, малогабаритный винтовой забойный двигатель, клапан обратный, фильтр для бурильной трубы малого диаметра с переводником, бурильную трубу малого диаметра, перводник, фильтр для бурильной трубы большого диаметра и бурильную трубу большого диаметра, а за 30 метров до планируемого интервала фрезерования, запускают малогабаритный винтовой забойный двигатель, подбирают его рабочие параметры и производят фрезерование при минимальной нагрузке, с последующим ее увеличением в зависимости от скорости проходки, периодически поднимая фрезерующий инструмент вверх, затем производят промывку скважины и поднимают компоновку на поверхность с последующим ее демонтажем.
Данный комплекс работ применим в скважинах, оборудованных дополнительными эксплуатационными колоннами ∅ (102-140 мм.) с проведенным ранее манжетным цементированием доп. колонны, где для проведения в последующем МГРП необходимо фрезерование МЦГ и КЦГ. А после проведения МГРП задачей является фрезерование фрак-портов МГРП до номинального равно проходного сечения внутреннего диаметра доп. колонны.
Внутренние элементы муфты цементировочной (МЦГ) и клапана циркуляционного (КЦГ) изготовлены из материала Д16Т. Данный материал - один из самых востребованных дюралюминиевых сплавов в судостроительной, авиационной и космической промышленности. Главное его преимущество заключается в том, что получаемый из него металлопрокат обладает: стабильной структурой; высокими прочностными характеристиками; в 3 раза более легким весом, чем стальные изделия; повышенным сопротивлением микроскопической деформации в процессе эксплуатации. Поэтому для фрезерования этих элементов используется специализированный фрезеровочный инструмент оснащенный алмазно-твердосплавными резцами (PDC), который предназначен для фрезерования цементных мостов, песчаных пробок, технологической оснастки обсадных колонн небольших диаметров, а так же металлических элементов технологической оснастки. Благодаря применению пластин из твердого сплава и обеспечения эффекта самозатачивания достигается эффективное фрезерование при высокой скорости проходки.
Внутренние элементы фрак портов МГРП изготавливаются из менее прочного материала чем внутренние элементы муфты цементировочной и клапана циркуляционного, а точнее из серого чугуна, используемого для изготовления деталей, подверженных незначительным механическим нагрузкам.
Фрезерование фрак портов МГРП осуществляется пилотным фрезерующим инструментом, на резцы которых нанесен сплав карбид-вольфрама. При фрезеровании портов таким инструментом получается эффект истирающего действия, для недопущения образования крупных частиц, которые могут привести к прихвату компоновки в осложненных участках доп. колонн, а пилотная часть фрезерующего инструмента меньшего диаметра центрирует компоновку согласно конструктивным характеристикам внутренних элементов фрак порта МГРП. Фракция карбид-вольфрама для рабочей поверхности такого инструмента подбирается индивидуально для каждой скважины, с учетом ∅ хвостовика и прочностных характеристик разбуриваемого материала.
Работы по нормализация равно проходного сечения внутреннего диаметра дополнительных эксплуатационных колонн наклонно-направленных и горизонтальных скважин осуществляется при использовании стандартного комплекса бригады КРС, с применением компоновки изготовленной согласно (ТУ 28.92.30.190-001-66599493-2019.).
Спуск компоновки производится с использованием комбинированной колонны бурильных труб (БТ): до входа в доп. колонну - БТ большего диаметра, и БТ меньшего диаметра в доп. колонне.
В связи с возможными рисками прихвата компоновки в осложненных участках доп. колонны, применяются специализированные бурильные трубы меньшего диаметра. Длина бурильных труб подбирается для каждой скважины индивидуально, согласно длины дополнительной колонны и конечной глубины фрезерования, указанной в технологическом плане на соответствующий вид работ. Вращение фрезерующего инструмента осуществляется за счет применения малогабаритного винтового забойного двигателя (МВЗД-М) с упрочненной рабочей парой, технические характеристики которого соответствуют требованиям (ТУ 28.92.30.190-001-66599493-2019.). МВЗД-М оснащен страховочным устройством, исключающим самопроизвольный отворот шпиндельной секции от рабочей пары, что значительно снижает риски аварийной ситуации. Для исключения шламования МВЗД-М и предотвращения нефтегазоводопроявлений через бурильные трубы, малогабаритный винтовой забойный двигатель оснащается обратным клапаном КОБ-М. Обратный клапан для МВЗД-М подбирается персонально, с учетом диаметра МВЗД-М и присоединительной резьбы к нему. Для очистки технологической жидкости и недопущения попадания мех. примесей, что может привести к неисправности КОБ-М, в колонну бурильных труб устанавливается специальные фильтры с переводниками: первый фильтр над малогабаритным винтовым забойным двигателем, второй фильтр устанавливается при переходе с бурильных труб малого диаметра на бурильные трубы большего диаметра. Данная конструкция из двух фильтров позволяет увеличить емкость фильтров над ВЗД и сократить риск забивания обратного клапана ВЗД, а также уменьшить их абразивный износ.
Для недопущения рисков аварийной ситуации, связанной с прихватом или заклиниванием бурильной трубы или элементов данной компоновки, допускается включение в конструкцию компоновки малогабаритного гидравлического яса.
На Фиг. изображена типовая схема компоновки по нормализации равнопроходного сечения внутреннего диаметра дополнительных эксплуатационных колонн наклонно-направленных и горизонтальных скважин, используемая при проведения работ по нормализации равно проходного сечения внутреннего диаметра дополнительных эксплуатационных колонн наклонно-направленных и горизонтальных скважин.
В состав компоновки входит:
• Фрезерующий инструмент 11 (армированный сплавом карбид вольфрама или с использованием зерен синтетических алмазов).
• Малогабаритный винтовой забойный двигатель 10 (МВЗД-М), для доп. колонн ∅102 мм - МВЗД-73М. для доп. колонн ∅114 мм - МВЗД-85М. Все МВЗД применяемые для таких работ должны быть оснащены страховочным ловильным устройством 9, исключающим самопроизвольный отворот шпиндельной секции от рабочей пары.
• Клапан обратный 8 (КОБ-М). Для МВЗД-85М - КОБ-86М, для МВЗД-73М - КОБ-73М.
• Фильтр 7 для бурильной трубы малого диаметра с переводником. Присоединительная резьба должна соответствовать: нипель к обратному клапану, муфта к нипелю бурильной трубы малого диаметра.
• Бурильная труба 5 малого диаметра. Количество трубы должно соответствовать длине доп. колонны + 50 метров от адаптера доп. колонны. Например: при длине доп. колонны = 1000 метров, длина бурильной трубы малого диаметра должна быть не менее 1050 метров.
• Переводник 4 для перехода с бурильной трубы малого диаметра на бурильную трубу большего диаметра с учетом присоединительных резьб.
• Фильтр 3 для бурильной трубы большего диаметра с переводником. Присоединительная резьба должна соответствовать: нипель к переводнику, муфта к нипелю бурильной трубы большего диаметра.
• Бурильная труба 2 большего диаметра. От безопасной зоны -50 метров от адаптера доп. колонны до устья скважины.
Порядок проведения комплекса работ по нормализации равно проходного сечения внутреннего диаметра дополнительных эксплуатационных колонн 6 наклонно-направленных и горизонтальных скважин заключается в следующем:
∅мал.
∅бол.
∅бол.
1. Сначала необходимо произвести монтаж компоновки: фрезерующий инструмент 11 + МВЗД-М 10 + КОБ-М 8 + фильтр 7 ВЗД + БТ 5 + переводник 4 + 1 БТ 2 + фильтр 3 + БТ 2 до устья. Во избежание отворота фрезерующего инструмента 11 от малогабаритного винтового забойного двигателя 10 во время работы, фрезерующий инструмент 11 при свинчивании с МВЗД 10 фиксируется при помощи фиксатора анаэробного.
Далее МВЗД 10, с установленным заранее в него обратным клапаном 8 и фрезерующим инструментом 11 спускают в скважину, при этом МВЗД 10, находясь в подвешенном состоянии, фиксируется на спайдере страховочным хомутом специальной конструкции, позволяющим удерживать элементы компоновки при дальнейшей сборке. Фильтр 7 с переводником устанавливается в бурильную трубу 5 малого диаметра и присоединяется путем свинчивания к обратному клапану 8.
2. Смонтированная компоновка спускается до установленной технологическим планом работ глубины в эксплуатационной колонне 1 (50 метров до входа в адаптер доп. колонны 6). При спуске компоновки, во избежание разъединения конусного соединения ротора и торсиона необходимо производить пробные запуски МВЗД-М 10 каждые 500-600 м, путем нагнетания технологической жидкости цементировочным агрегатом.
3. При достижении заданной глубины, перед входом в доп. колонну 6 необходимо заполнить уровень скважины, проверить приемистость пластов и восстановить циркуляцию закачкой в затрубное пространство технологической жидкости. При отсутствии циркуляции, произвести закачку блокирующего состава в затрубное пространство скважины, для снижения интенсивности поглощения технологической жидкости до восстановления циркуляции.
4. Плавно, при необходимости - с вращением, произвести заход в адаптер доп. колонны 6. Продолжить спуск компоновки. За 30 метров до планируемого интервала бурения уточнить фактическую глубину фрезерующего инструмента 11, сверить меру БТ.
5. Проверить наличие циркуляции, достаточность, удельный вес и чистоту технологической жидкости = (1,5-кратный объем скважины). Опрессовать нагнетательную линию на 1,5-кратное от ожидаемого давления в линии.
6. Запустить МВЗД 10 и подобрать оптимальные параметры фрезерования с учетом следующих факторов:
- с увеличением расхода технологической жидкости скорость вращения долота повышается и увеличивается механическая скорость фрезерования;
- с увеличением осевой нагрузки и момента на долоте, при неизменном расходе жидкости, возрастает перепад давления на МВЗД-М 10 и снижается скорость вращения.
7. Касание фрезеруемого материала производить при минимальной нагрузке и увеличивать ее до 500-1000 кг в зависимости от скорости проходки. Периодически отрывать фрезерующий инструмент 11 и производить проработку через каждые 25-30 минут при фрезеровании цемента, и через 15-20 минут при фрезеровании металла. Параметры расхода, давления, нагрузки на фрезерующий инструмент 11, а так же частоты вращения фрезерующего инструмента 11 подбираются индивидуально для каждой скважины с учетом профиля ствола, длины доп. колонны 6 и других характеристик скважины.
8. При фрезеровании необходимо осуществлять постоянный контроль за показанием давления по манометру и выходом технологической в бур. емкость. В случае резкого повышения давления, что является следствием перегрузки на фрезерующий инструмент 11 и его заклинивания, необходимо уменьшить подачу насоса цементировочного агрегата, приподнять инструмент 11, восстановить работу цементировочного агрегата и плавно, допустив инструмент 11 до фрезеруемого материала, продолжить фрезерование при меньшей осевой нагрузке.
9. Перед наращиванием очередной трубы, необходимо 2-3 раза проработать отфрезерованный интервал на длину рабочей трубы до свободного хода инструмента, после чего произвести промывку скважины. Объем и время промывки определяется индивидуально с учетом потерь технологической жидкости в связи с высокой интенсивностью поглощения пласта. Наращивание следует производить в максимально короткий промежуток времени для упреждения оседания мех. примесей и прихвата компоновки МВЗД-М 10 с фрезерующим инструментом 11.
10. После окончания фрезерования необходимо произвести тщательную промывку скважины до выхода чистого раствора, но не менее 1,25 объема скважины. После окончания промывки, компоновка должна быть поднята в безопасную зону.
11. Поднять спущенную компоновку на устье, произвести демонтаж, комиссионный осмотр поднятого оборудования.