КОНСТРУКЦИЯ ХВОСТОВИКА, СПУСКАЕМОГО В СКВАЖИНУ, ПРОБУРЕННУЮ НА ДЕПРЕССИИ

Полезная модель относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к конструкции хвостовика спускаемого в скважину, снабженную превенторами плашечного типа на устье, пробуренную на депрессии, для обсаживания боковых стволов скважины, крепления стенок ствола скважины с избыточным давлением на устье с целью предотвращения осыпей и обвалов.
Существует множество технологий обсаживания (крепления) скважин, с конструкциями хвостовиков, но ни одна из указанных конструкций не обеспечивает спуск хвостовика (перфорированные трубы) с сохранением герметичности устья скважины, при бурении на депрессии. Все существующие конструкции хвостовиков в этих технологиях для обсаживания (крепления) скважин перфорированной обсадной трубой (хвостовиком) и сам спуск хвостовика (перфорированные трубы), применимы на скважинах, пробуренных на репрессии.
Известны технологии спуска хвостовиков в скважины, пробуренные на депрессии и включающие обязательную операцию глушения скважины жидкостями глушения (Заканчивание и ремонт скважин в условиях депрессии на продуктивные пласты, 2004 г., ОАО Научно-производственное объединение «БУРЕНИЕ», выпуск №12)
Недостатками данных технологий являются загрязнение призабойной зоны продуктивного пласта жидкостями глушения скважин и необходимостью последующего вызова притока пластового флюида, а также нарушение коллекторских свойств продуктивного пласта.
Известна технология на выполнение работ по подготовке, спуску установке и цементированию хвостовиков (Регламент «На выполнение работ по подготовке, спуску, установке и цементированию «хвостовика», 31.12.2009, ОАО «Сургутнефтегаз» УКРСиПНП). Недостатками данной технологии являются:
1. Конструктивные особенности элементов применяемого оборудования и порядок их сборки, который не позволяет произвести спуск хвостовика с герметизацией устья скважины после бурения на депрессии.
2. Применение хвостовика в этой технологии возможно только при условии, что обсаживаемая скважина была пробурена на репрессии или заглушена высоковязкой промывочной жидкостью, приводящей к загрязнению призабойной зоны пласта.
3. Проведение дополнительных работ, таких как перфорация, кислотные обработки и т.д. по окончанию обсаживания скважины для удаления фильтрата бурового раствора из призабойной зоны полученного в результате репрессии.
Технической задачей настоящей полезной модели является обсаживание ствола скважины, пробуренного на депрессии, исключающее процесс глушения скважины жидкостями для глушения скважин снабженных превенторами плашечного типа на устье, а также сокращение материальных затрат и трудовых ресурсов при обсаживании горизонтальных (наклонных) стволов скважин.
Указанный технический результат обеспечивается тем, что на устье скважины с герметизирующими и удерживающими превенторами с трубными плашками, которые герметизируют затрубное пространство скважины, пробуренной на депрессии, спускают хвостовик, собранный из перфорированных и глухих НКТ (секций) длиной, зависимой от длины обсаживаемого участка. Конструкция хвостовика имеет шаровой кран с диафрагменным клапаном высокого давления, который герметизирует внутреннюю полость труб НКТ хвостовика. Предлагаемая конструкция хвостовика позволяет осуществлять спуск хвостовика таким образом, что каждая спущенная секция перед соединением с последующей секцией, удерживается в подвешенном состоянии герметизирующими и удерживающими превенторами именно за глухие НКТ, герметизируя тем самым затрубное пространство устья скважины. Данная конструкция хвостовика исключает прорыв нефти (нефтяной жидкости) из глубины скважины на устье скважины под действием пластового давления нефти (нефтяной жидкости).
Сущность полезной модели заключается в том, что благодаря наличию в секциях хвостовика шарового крана с диафрагменным клапаном высокого давления, а на устье скважины герметизирующих и удерживающих превенторов с трубными плашками возможен спуск хвостовика любой длины без глушения скважины жидкостями глушения.
Предлагаемая полезная модель поясняется графическими изображениями.
На фиг.1 изображена рабочая компоновка хвостовика (секция 1) на устье 1 с боковым окном доступа 2, состоящая из вертлюжка 3, муфты 4, шарового крана 5 с диафрагмой (клапан диафрагменный высокого давления) 6, НКТ (глухой) 7, НКТ (перфорированной) 8, башмака 9, удерживаемая превенторами с трубными плашками 10 в скважине 11.
На фиг.2 изображена дополнительная компоновка хвостовика (секция 2) обсаживаемого горизонтального участка скважины, состоящая из вертлюжка 3, муфты 4, установочного инструмента с гидравлическим разъединителем 12, шарового крана 5 с диафрагмой (клапан диафрагменный) 6 высокого давления, НКТ (глухой) 7, НКТ (перфорированной) 8.
На фиг.3 изображен разрез шарового крана 5 с диафрагмой 6.
На фиг.4 представлена рабочая компоновка хвостовика вместе с дополнительной компоновкой хвостовика расположенного в месте обсаживания скважины 11 с последней секцией хвостовика, содержащая все элементы фиг.2 и дополнительные элементы: переводник разгрузочный 13, установленный выше шарового крана 5; гидравлический разъединитель 12; установочный инструмент 14; обратный клапан 15, гибкая НКТ 16.
Спуск предлагаемой конструкции хвостовика в скважину, пробуренную на депрессии, для обсаживания боковых стволов скважины осуществляется следующим образом.
Вначале собирают рабочую компоновку хвостовика - первую секцию (фиг.1) на устье скважины 1, при этом шаровой кран 5 должен быть закрытым. Затем закрывают боковое окно доступа 2 на устье 1, открывают превентор с трубными плашками 10 и приспускают рабочую компоновку первой секции в скважину так, чтобы глухая труба НКТ 7 находилась в месте установки превентора с трубными плашками 10, а верхняя муфта 4 глухой трубы НКТ 7 располагалась в районе бокового окна доступа 2. После спуска рабочей компоновки хвостовика (первой секции) закрывают удерживающие превенторы с трубными плашками 10, которые герметизируют устье скважины 1 и удерживают первую секцию хвостовика в подвешенном состоянии в скважине 11. В этом состоянии рабочей компоновки хвостовика, когда шаровой кран 5 закрыт, устье скважины 1 герметизировано превентором с трубными плашками 10, прохождение нефтяной смеси внутри труб НКТ хвостовика и в затрубном пространстве на устье скважины 1, из-за высокого пластового давления в скважине, невозможно.
2
Перед спуском следующей, собранной секции хвостовика (фиг.2), сливают нефтяной флюид, оставшийся в пространстве устья скважины 1 выше уровня установки превенторов с трубными плашками 10 после спуска первой секции хвостовика, через линию сброса (на чертежах не показана). Затем открывают боковое окно доступа 2, отворачивают вертлюжок 3, открывают кран шаровой 5 для проверки герметичности диафрагмы 6 (клапана диафрагменного высокого давления) первой секции хвостовика. При обнаружении негерметичности диафрагмы 6, вследствие каких либо механических повреждений, кран шаровой 5 закрывают и устанавливают дополнительный клапан диафрагменный 6, в этом случае устье скважины 11, пробуренной на депрессии, готово к спуску очередной секции хвостовика. Затем, при помощи лубрикатора (на чертежах не показан) на устье скважины 1 спускают собранную дополнительную компоновку (фиг.2) и соединяют эту секцию с первой секцией при помощи муфты 4, далее закрывают боковое окно доступа 2 и разрушают диафрагму 6 первой секции хвостовика (фиг.1) давлением нагнетаемой нефти с помощью линии глушения (на чертежах не показана). Вначале разрушают диафрагму 6 создаваемым лубрикатором давлением нефти в скважине 11 величиной от 100 до 150 кг/см. Разрыв диафрагмы 6 определяется падением давления внутри лубрикатора. В этом состоянии нефтяная жидкость из скважины, под действием пластового давления, поднимается до диафрагменного клапана 6 второй секции, а пространство на устье 1 выше превенторов 10 - осушено. Затем закрывают боковое окно доступа 2 на устье 1, открывают превентор с трубными плашками 10 и приспускают рабочую компоновку двух секций в скважину так, чтобы глухая труба НКТ 7 находилась в месте установки превентора с трубными плашками 10, а верхняя муфта 4 глухой трубы НКТ 7 располагалась в районе бокового окна доступа 2. После спуска рабочей компоновки хвостовика (двух соединенных между собой секций) закрывают удерживающие превенторы с трубными плашками 10, которые герметизируют устье скважины 1 и удерживают две секции хвостовика в подвешенном состоянии в скважине 11. Количество таких секций хвостовика (фиг.2) зависит от длины хвостовика (длины обсаживаемого участка скважины), а последовательность спуска аналогична последовательности спуска первой и второй секций.
В последнюю секцию хвостовика (фиг.4) на глухую трубу выше крана шарового 3 устанавливают переводник разгрузочный 12, гидравлический разъединитель 13 с установочным инструментом 14 и обратным клапаном 15. После этого проверяют работу обратного клапана 15 и гидравлического разъединителя 13 для чего открывают кран шаровой 5 на этой секции. Герметичность обратного клапана 15 определяется отсутствием перетока нефтяной жидкости через разгрузочный переводник 12.
2
2
В дальнейшем всю конструкцию хвостовика состоящую из необходимого количества секций равной длине обсаживаемого участка скважины удерживаемую превенторами с трубными плашками 10 за глухую НКТ 7 соединяют с гибкой НКТ 16 (фиг.4) и спускают хвостовик на заданную глубину. Соединение производится через боковое окно доступа на устье 1, при этом заполняют лубрикатор жидкостью. В этом случае давление жидкости в лубрикаторе и скважине уравновешивается и исключен гидравлический удар. Затем открывают удерживающие и трубные плашки превентора 10 и производят спуск компоновки хвостовика в скважину до глубины его установки. По достижении секций хвостовика глубины установки, плавно увеличивают расход жидкости буровых насосов, создавая перепад давления не менее 60 кг/см, при котором срабатывает пакер гидравлического разъединителя 13, и не менее 90 кг/см - при котором срабатывает следующий элемент гидравлического разъединителя, при этом давления в скважине 11 падает, после чего производится подъем установочного инструмента на гибкой трубе НКТ 16.
В боковых стволах, пробуренных на депрессии, остается хвостовик (секции), который обсаживает боковой ствол скважины, пробуренной на депрессии и исключает риск обвала стенок скважины, чем увеличивает срок эксплуатации скважины. Предлагаемая конструкция хвостовика применима на любых установках капитального ремонта скважин (КРС) и бурения имеющих лубрикатор или подобное ему устройство, а также превентор с соответствующими трубными и удерживающими плашками и не требует перед спуском хвостовика или инструмента глушить скважину жидкостями глушения.
Технико-экономическая или иная эффективность:
1. Увеличение длины обсаженной части горизонтальных участков продуктивного горизонта, исключающих илообразование и смыкание продуктивного горизонта, приводит к увеличению добычи нефти со скважины;
2. Увеличение межремонтного периода скважины;
3. Проведение капитального ремонта скважин в горизонтальных участках после возникновения геологических осложнений в интервале пласта.
4. Улучшена возможность обработки призабойной зоны пласта, промывки забоя скважины, проведение перфорационных работ, гидроразрыва пласта, геофизических работ.
5. Снижается стоимость эксплуатации скважины за счет исключения операции глушения скважины жидкостями глушения.
Источники информации
1. Регламент «На выполнение работ по подготовке, спуску, установке и цементированию «хвостовика», 31.12.2009, ОАО «Сургутнефтегаз» УКРСиПНП.