Проект зарезки второго ствола в нефтяной скважине Кудако-Киевского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• Введение
• 1. Геологическая часть
• 1.1 Общие сведения о месторождении
• 1.2 Литолого-стратиграфическое строение
• 1.3 Нефтегазоносность
• 1.4 Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторские свойства горных пород
• 2. Технологическая часть
• 2.1 Область применения зарезки второго ствола
• 2.2 Этапы работ по зарезке второго ствола
• 2.3 Промывочные жидкости
• 2.4 Крепление скважин обсадными трубам
• 2.5 Оборудование для цементирования
• 2.6 Технологический расчет
• 3. Охрана труда и окружающей среды
• 3.1 Техника безопасности
• 3.2 Охрана окружающей среды и недр
• Выводы и заключение
• Литература
• Введение

Одним из эффективных мероприятий, проводимых в последние годы в области капитального ремонта скважин, является зарезка и бурение вторых стволов в эксплуатационных скважинах.

Важность этого мероприятия определяется тем, что оно осуществляется в скважинах, где произошли какие-либо осложнения и восстановление которых другими, известными в технике способами считалось невозможным (из-за сложной аварии с подземным оборудованием, слома, смятия или отвода колонны, сильного нарушения фильтровой зоны, искривления ствола скважин и т.д.) такие скважины раньше относили к числу подлежащих ликвидации.

В данном курсовом проекте рассматривается зарезка второго ствола в нефтяной скважине Кудако-Киевского месторождения.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Разработку месторождения следует разбить на три периода. Первый с 1939 по 1942 год характеризуется плохим учетом добываемой нефти и полным отсутствием данных по исследованию скважин. Второй период (1950-1960 гг.) разработка находилась под контролем укрупненного нефтепромысла. Среднесуточная добыча составляла 13,4 т, в работе находилось 7 скважин.

Началом третьего периода разработки считается июль 1960 года с вводом в пробную эксплуатацию скважины №105. В то же время укрупненный нефтепромысел начал эксплуатационное бурение в центральной части залежи.

В 1962 году был произведен подсчет запасов нефти и газа месторождения. При подсчете запасов, выделено III продуктивных горизонта: I горизонт- нефтяной, относится к чокраку и низам карагана, II горизонт - нефтяной, относится к верхам карагана и нижнему сармату и III горизонт - газовый - к среднему и верхнему сармату.

В 1978 году был составлен проект доразработки по Кудако-Киевскому месторождению до 2000 года, который предусматривал доразработку месторождений на естественном режиме имеющегося фонда скважин.

Со времени вышеупомянутых работ на месторождении получен большой объем информации в результате бурения скважин в процессе разработки.

1.2 Литолого-стратиграфическое строение

Литологические исследования пород миоцена были сопоставлены с результатами ГИС. В результате были изучены геофизические характеристики разных литологических типов пород (в т.ч. коллекторов) и выявлено распределение их по площади.

I продуктивный горизонт представлен керновым материалом достаточно полно и детально изучался по скважинам №№ 60,80,160. Для его характеристики дополнительно использовано описание керна и боковых грунтов из 24 скважин.

Разрез рассматриваемого горизонта сложен органогенно-обломочными карбонатными породами, терригенная часть которых состоит в основном из органических остатков и обломков известняковых пород. По структурным признакам эти породы относятся к слабосцементированным, часто рыхлым песчаникам и алевролитам.

Кроме перечисленных разностей органогенно-обломочных пород в I горизонте встречаются алевролиты и песчаники кварцевого состава. По структурным особенностям они в основном относятся к плотным породам с глинисто-известковистым цементом.

Средний плиоцен

Киммерийский ярус

Верхняя часть представлена песками ("надрудные пески"). Пачка песков мощностью до 100 м может быть сопоставлена с пантикапейским горизонтом. Ниже залегают темно-серые, неизвестковистые глины с линзами бурого железняка ("рудные слои") мощностью 80-150 м. Толщина отложений киммерия от 200 до 300 м.

Нижний плиоцен

Понтический ярус

Понтические отложения по аналогии с соседними площадями подразделяются на две части. Верхняя часть разреза представлена преимущественно глинами серыми, сильно известковистыми, алеврито-слюдистыми. Отложения нижнего понта представлены глинами зеленовато-серыми, известковистыми, обычно не яснослоистыми и мелкозернистыми песками, которые приурочены к верхней части подяруса и могут быть сопоставлены со II и III горизонтами Анастасиевско-Троицкого района.

Общая толщина отложений понтического яруса в сводовой части складки не превышает 120-170 м, возрастая на крыльях до 300-400 м.

Миоцен

Верхний миоцен

Меотический ярус

Меотические отложения в пределах площади характеризуются значительной фациальной изменчивостью. В большинстве скважин меотические отложения представлены глинами не известковистыми и черными, жирными, не известковистыми; встречаются гнезда и тонкие прослои алевритов. В юго-восточной части площади среди глин развиты довольно мощные (до 5-15 м) пачки слабосцементированных песчаников и алевролитов, иногда расслоенных глинами.

Толщина отложений меотического яруса колеблется от 0 (скв.№65) до 200-300 м (скв. №№ 90,45).

Сарматский ярус

Верхнесарматские отложения бедны органическими остатками и при ограниченном отборе керна выделяется условно.

Отложения представлены глинами зеленовато-серыми, не ясно слоистыми с гнездами алевритов и редкими прослоями мергелей.

Максимальная толщина подяруса, около 200 м, установлена в скважине №45, в среднем не превышает 30-40 м.

Средний сармат - отложения подяруса представлены глинами серыми, не яснослоистыми, известковистыми с редкими прослоями мелкозернистых песчаников (до 2-3 см), доломитов (до 10 см), иногда мергелей (до 3 см).

Местами наблюдается тонкая полосчатость за счет налетов карбонатно-диатомового материала. Толщина отложений меняется от 20-30 до 70-90 м с полным выклиниванием/в скважине №90.

Нижний сармат - отложения представлены глинами серыми, слоистыми, алеврито-слюдистыми, известковистыми. По всему разрезу отмечаются прослои крепких доломитизированных мергелей.

Толщина отложений достигает 70-90 м, сокращаясь на северном крыле и в юго-западной части площади до 20-40 м.

В скважине № 165 нижний сармат, а в скважине №90 полностью сарматские отложения размыты и меотис залегает непосредственно на конке.

Средний миоцен

Тортонский ярус

Конкский горизонт

Прослеживается по всей площади и выражен глинами серыми, известковистыми, в различной степени алевритистыми, прослоями почти черными, жирными на ощупь.

Толщина пород незначительна, от 5 до 15 м.

Караганский горизонт

Отложения горизонта в верхней части представлены глинами серыми и темно-серыми с тонкими налетами карбонатного материала или присыпками алеврита по наслоению.

По всему разрезу встречаются прослои мергелей толщиной от долей см до 10-15 см, серых мягких, глинистых иногда бурых нефтенасыщенных и крепких, доломитизированных, трещиноватых. В основании залегает пачка темно-серых, почти черных глин, обычно неизвестковистых, жирных, с мелкими зеркалами скольжения и обуглившимися остатками. Толщина пачки глин около 10 м.

На Кудако-Киевской площади в караганских отложениях заметное место занимают терригенные породы: повсеместно встречаются присыпки, гнезда и прослои до 10-15 см алевролитов, пропластки песчаников, нередко нефтенасыщенных.

Толщина караганских отложений достигает 100-150 м, сокращаясь в северной части площади до 40-50 м и до 15-20 м в районе скважин №№ 356,365,165. В скважине № 90 караган отсутствует.

Чокракский горизонт

Отложения представлены чередованием глин, алевролитов, мергелей, рыхлые детритусовые и спириалисовые слои. Глины темно-серые, реже зеленовато-серые, неяснослоистые, иногда брекчиевидные, в различной степени известковистые и алевритистые.

Алевролиты и песчаники встречаются реже, в виде прослоев толщиной от нескольких мм до 10-15 см, кварцевых, с большим или меньшим количеством раковинного детрита и включениями мелких обломков глинистых пород (вплоть до перехода в песчанистые детритусовые ракушняки и микроконгломераты).

Встречаются пачки тонкого чередования глинистых и алеврито-детритусовых прослоев, а также глин и рыхлого карбоната, имеющие своеобразную "полосчатую" текстуру.

Нередки мергели серые, мягкие или крепкие, доломитизированные, толщиной 0.5-20 см.

Повсеместно отмечаются признаки нефтенасыщенности: резкий битуминозный запах, пропитывание нефтью гранулярных пород, примазки нефти по трещинам в мергелях.

Толщина отложений горизонта колеблется в широких пределах от 5- 10 м (скв.№№ 58,90) до 120-135 м (скв.№№ 23,70), в большинстве скважин она равна 40-80 м.

Второй участок сокращенных мощностей отмечается в крайней юго-западной части площади по скв.№№ 356, 362 и др., где она не превышает 15-25 м, а в скв.№165 горизонт полностью отсутствует.

Тарханский горизонт

Отложения тарханского горизонта представлены глинами темно-серыми до черных, тонкослоистыми, неизвестковистыми, с подчиненными прослоями зеленовато-серых известковистых глин, гнездами песков и включениями обломков глин известковистых и неизвестковистых.

Толщина отложений горизонта не превышает 15-17 м.

Олигоцен - нижний миоцен

Майкопская серия

Верхняя часть вскрытой толщи представлена глинами темно-серыми до черных, неизвестковистых, часто перемятых, с зеркалами скольжения.

Нижняя часть сложена глинами темно-серыми, известковистыми с прослоями песчанистого мергеля белого и включениями серого песка.

Полностью майкопские отложения пройдены только в скважинах южного крыла складки, где толщина их не превышает 250-400 м.

1.3 Нефтегазоносность

Нефтепроявления в породах I продуктивного горизонта выражены довольно ярко. Органогенно-известняковые и кварцевые алевриты, алевролиты и песчаники пропитаны нефтью. В них нефть нередко является связующим материалом, после удаления которого, породы теряют плотность и рассыпаются на составные части. Тонкие прослои мягких глинистых мергелей и мучнистого карбонатного вещества в глинах также часто бывают пропитаны нефтью и имеют нефтяной запах.

В плотных карбонатных породах нефтепроявления приурочены к трещинам и кавернам. Изредка 3-4 см прослои плотных известняков и мергелей бывают пропитаны нефтью.

II продуктивный горизонт охарактеризован керновым материалом значительно слабее, он изучался по керну и боковым грунтам в 33ех скважинах.

Весь продуктивный разрез миоцена Кудако-Киевского месторождения включает от IX до XVIII горизонта. Однако промышленно нефтеносными являются в настоящее время XVII - XVI горизонты. Общая мощность этих горизонтов меняется от 49 м (СКВ.№60) до 185м (СКВ №145 и 325 м (СКВ № 140). Увеличение общей мощности связано с увеличением глинистых разделов между отдельными прослоями и пачками пластов коллекторов и в значительно меньшей степени, за счет появления новых прослоев породколлекторов. Эффективная толщина продуктивных отложений варьируется от 1,7м до 37,3м. Нефть в горизонтах тяжелая, высокосмолистая, малосернистая. Анализ результатов исследования скважин, методом установившихся отборов показал, что увеличение диаметра штуцера по ряду скважин не привел к значительному увеличению дебита нефти. В скважине №60 с уменьшением забойного давления произошел значительный рост газового фактора. Определение проницаемости коллекторов и изменение их по площади и по разрезу затрудняется резкой литологической изменчивостью последних.

Миоценовая залежь Кудако-Киевского месторождения характеризуется высокой степенью неоднородности коллекторов, как по разрезу, так и по площади, о чем свидетельствует анализ промысловых данных по дебитам нефти, и результаты гидродинамических исследований скважин и пластов.

Ситуация осложняется еще и тем, что в продуктивных отложениях одновременно присутствуют пропластки, насыщенные водой и нефтью, при этом вязкость последней достаточно высока и в среднем составляет 55 МПа.

Анализ всего фонда скважин свидетельствует, что только по 27 скважинам накопленная добыча нефти превышает 10 тыс. тонн, из них по 16 скважинам отобрано более 20 тыс. тонн. По 27 скважинам, а это почти половина всех пребывавших в эксплуатации скважин добыча нефти составила менее 5 тыс. тонн. Основной причиной столь низкой производительности скважин следует считать значительную степень неоднородности миоценовых отложений по площади и разрезу и достаточно высокую вязкость нефти.

1.4 Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторские свойства горных пород

Свойства пластовой нефти обобщены по 7 глубинным пробам, отобранным из 7 скважин и исследованным в лаборатории пластовых флюидов.

Анализ поверхностных проб показал, что нефть рассматриваемого месторождения относится к нафтеновому типу, высокосмолистая, малопарафинистая, малосернистая, тяжелая, высоковязкая, высоко кислотная. Газопроницаемость коллекторов, изучаемая в лаборатории на аппарате ГК-5, характеризуется невысокими значениями, не превышающими единиц и десятков мД.

Исследования "микрозондом приращений" произведены в 11 скважинах. Положительные приращения на диаграммах отвечают проницаемым пластам, что было подтверждено получением притока нефти 7-8 т/сут. из скв.№52.

Коллекторы II группы представлены и алевролитами в разной степени глинистыми (фракции > 0.01 до 25-30%) и карбонатными (содержание растворимой части 30-35%). Емкостные свойства их обусловлены межзерновой пористостью.

Описываемые коллекторы достаточно четко выделяются по данным промыслово-геофизических исследований.

Пласты коллекторов характеризуются отрицательными аномалиями на кривой ПС (>5-7.5 мВ), положительными приращениями на диаграммах, зарегистрированных микрозондом приращений.

Коллекторы III группы представлены алевролитами, алевритами и песчаниками органогенно-известкового состава. Карбонатность их изменяется от 51 до 80 %, содержание пелитовой фракции 20-30 %.

Таблица 1.4.1 - Параметры и состав разгазированной нефти

Наименование	Значение
	чокракские отложения (XVII горизонт)	конкско-караганские отложения (XVI- XIV гор)
Плотность нефти, кг/мі	949-927	927-901
Вязкость нефти, t+50° С, мПа х С	208,6	54,6
Температура вспышки, ° С	+124о.т.	+25 з.т.
Температура застывания нефти, °С	-22	-40
Температура насыщения нефти парафином	-	-
количество определений	81	17
Содержание, % вес	Серы	0,12-0,53	0,14-0,39
	Смол селикатогелевых	-	-
	Асфальтенов	0,75	1,03
	Парафинов	3,2	отсутств.
Фракционный состав	до 100°С	нет	нет
выход в % объем	до 150°С	нет	2
	до 200 °С	нет	7
	до 300 °С	15	23

Таблица 1.4.2 - Свойства нефти и газа

Наименование	Значение
Давление насыщение нефти газом, мПа (кгс/смІ)	6,9
Газосодержание, мі/мі	23,5
Объемный коэффициент	1,05-1,15
Вязкость нефти, мПа х с (при Рнас.7.0 МПа)	55
Плотность нефти, кг/мі (пластовой)	921
Температура насыщения нефти парафином	-
Коэффициент сжимаемости, Па 4	(6.5-8.8)х 104
Коэффициент термического расширения 1/С°	7,2 х 104
Содержание компонентов в составе растворенного газа, % по объему	Углекислый газ	1,4-8,37
	Сероводород	-
	Азот + редкие	-
	Метан	91,34-63,95
	Этан	0,98-5,62
	Пропан	0,30-5,68
	Бутан	0,22-6,98
	Пентан	0,44-1,98
	Гексан	-
	Гептан	-

Из такой нефти можно получить:

Бензин автомобильный марки А-66 от 18,6 % до 21,7 % с октановым числом 58,8 до 60,6.

Керосин тракторный в количестве 18 % с октановым числом 45.

Топливо для реактивных двигателей марки Т-1 от 30 до 31,4 %.

Дизтопливо марки "Л" и "3" - 39 %.

Физико-химические свойства газа.

Попутный газ удалось определить только из чокракских отложений. Плотность попутного газа определена при температуре 20 °С. Газ выделившийся при однократном разгазировании, исследован по пробам из 7 скважин восточной периклинали месторождения.

Газ, растворенный в нефти месторождения, сухой, с очень небольшой примесью углекислоты.

Данные о свойствах и составе газа приведены в таблице 1.4.3

Таблица 1.4.3 - Свойства и состав газа

Наименование	Газ, выделившийся при однократном разгазировании пластовой нефти при t=20°С	Попутный газ при t=20 °С	Газ газовой шапки
	чокракские отложения	конкско-караганские отложения	чокракские отложения	конкско-караганские отложения
Плотность газа, кг/мі	0,918	-	0,748	-	-
Метан	83,10	-	92,36	-	-
Этан	2,20	-	1,05	-	-
Пропан	2,30	-	5,8	-	-
Изобутан	-	-	-	-	-
Н. бутан	2,29	-	след	-	-
Изопентан	-	-	-	-	-
Н.пентан	4,74	-	0,01	-	-
Гексан	-	-	-	-	-
Гептан-высшие	-	-	-	-	-
Углекислый газ	5,37	-	0,75	-	-
Азон	-	-	-	-	-
Сероводород	-	-	-	-	-

2. Технологическая часть

2.1 Область применения зарезки второго ствола

Большинство вертикальных скважин на месторождениях Российской федерации находятся в эксплуатации от 10 до 50 лет. Зачастую простые операции капитального ремонта, такие как дополнительная перфорация, кислотная обработка или гидроразрыв пласта, значительно увеличивают добычу. Но в некоторых случаях эффективным решением является использование скважин для бурения из них боковых стволов с горизонтальным закачиванием.

Основным критерием при подборе скважин для бурения боковых стволов являются наличие высокой обводненности, полетного оборудования, а также нефтяных и водонефтяных оторочек вблизи скважин.

С целью вовлечения в активную разработку запасов нефти, блокируемых водными или газовыми конусами, а также создания в межскважинных зонах дополнительных депрессий для создания обратных потоков нефтяной зоны пласта, ведется бурение вторых ответвляющихся стволов.

Скважины, долгое время находящиеся в эксплуатации, обводнившиеся или аварийные, необходимо подвергать реконструкции путем зарезки дополнительных стволов.

Зарезка и бурение второго ствола - метод восстановления скважин, ремонт которых известными способами технически невозможен или экономически нецелесообразен. Этот метод позволяет пополнять действующий фонд скважин, улучшать состояние разработки залежей за счет восполнения сетки разработки путем перевода скважин из верхнего горизонта, повышать текущую нефтеотдачу, сокращать сроки извлечения остаточных запасов нефти. Кроме того, этот метод позволяет восстанавливать скважины на тех участках, где по условиям и состоянию разработки пласта бурение новых сложно или нерентабельно.

2.2 Этапы работ по зарезке второго ствола

Основные этапы работ по зарезке и бурению второго ствола заключаются в следующем:

- обследуют состояние скважины;

- выбирают место в колонне для вскрытия "окна";

- на выбранной глубине создают в колонне цементный стакан, на котором устанавливают отклонитель;

- вскрывают "окно" в колонне;

- бурят второй ствол до проектной глубины;

- проводят комплекс электрометрических работ;

- спускают эксплуатационную колонну или хвостовик с последующим цементированием и испытанием на герметичность.

Перед началом зарезки второго ствола в скважине месторождения по геолого-технической документации и результатам обследования необходимо выявить техническое состояние эксплуатационной колонны.

Исследовательские и обследовательские работы в скважинах в основном сводятся к выявлению или установлению:

- состояние эксплуатационной колонны;

- место притока чуждых вод:

- место нахождения и состояния аварийного подземного оборудования.

Обследование начинают с проверки состояния эксплуатационной колонны при помощи шаблона цилиндрической формы и длиной не менее 10 метров, диаметр которого на 12-15 мм меньше внутреннего диаметра колонны. Шаблон спускают до глубины предполагаемой вырезки "окна".

Кроме шаблона состояние колонны, установление места нахождения и состояния, оставшихся в скважине насосно-компрессорных труб и других посторонних предметов проверяют печатями.

Печать представляет собой металлическое устройство, корпус которого снизу и с боков покрыт свинцовой оболочкой толщиной 15-20мм.

В центре корпуса имеется сквозное продольное отверстие, через которое прокачивается жидкость. В верхней части печати имеется резьба для присоединения к бурильным или насосно-компрессорным трубам, на которых ее спускают в скважину. Диаметр печати на 10-20мм меньше внутреннего диаметра эксплуатационной колонны.

После обследования эксплуатационной колонны шаблонами и печатями, проводят изоляцию существующего фильтра цементированием или засыпкой песком.

После проведения изоляции, эксплуатационная колонна испытывается на герметичность методом опрессовки, суть которого заключается в следующем: устье скважины герметизируется планшайбой или подвесной катушкой с задвижкой и установленным на ней манометром. Жидкость в колонну обсадных труб нагнетают таким образом, чтобы обеспечить плавное увеличение давления.

Нормы опрессовки зависят от степени изношенности колонны и характера ремонта. Если давление опрессовки в течение 30 минут не снижается не более чем на 5кгс/смІ при давлении выше 70кгс/смІ и не более 3кгс/смІ при давлении до 70 кгс/смІ - колонна считается герметичной.

Если колонна не выдерживает испытания на герметичность, необходимо проверить скважину на приемистость. После определяется место дефекта колонны методами геофизических исследований - резистивиметром или электротермометром.

Резистивиметром место дефекта в эксплуатационной колонне определяют следующим образом. После изоляции фильтра снижают уровень жидкости в скважине до тех пор, пока не появится приток посторонней воды через дефект. В результате исследования получают кривую зависимости дебита посторонней воды от величины динамического уровня и определяют положение статического уровня в скважине. Отбирая пробу воды, устанавливают ее соленость, выраженную в градусах Боме.

После исследования скважины промывают ствол до тех пор, пока из него будет удалена посторонняя вода. Затем ствол, заполняют водой, соленость которой должна отличаться от солености посторонней воды на 2 - 5 градусов Боме. Воду требуемой солености закачивают через промывочные трубы до тех пор, пока вся находящаяся в ней вода не будет заменена. Затем в скважину спускают резистивиметр, при помощи которого замеряют удельное сопротивление воды, зависящее от ее солености.

Первый контрольный замер должен показать, что скважина заполнена водой одинаковой солености.

После контрольного замера желонкой снижают уровень в скважине, чтобы вызвать приток посторонней воды через место нарушения эксплуатационной колонны. Величину снижения уровня определяют по данным исследования скважины с таким расчетом, чтобы после установления статического уровня посторонняя вода в эксплуатационной колонне поднялась на высоту 50 -100 метров. Снизив уровень, снова производят замер резистивиметром. При этом определяется наличие посторонней воды в определенном интервале с соленостью, отличающейся от солености воды, заполнявшей скважину до снижения уровня.

Если показания резистивиметра окажется неясным, снижение уровня и замер резистивиметром повторяют несколько раз. Сравнивая полученные диаграммы замеров, определяют глубину места нахождения дефекта в эксплуатационной колонне.

Электротермометр для определения места притока посторонней воды применяют в случаях, когда для использования резистивиметра требуется длительная подготовка скважины.

Работы по определению притока с помощью электротермометра выполняют в следующей последовательности. После изоляции существующего фильтра в скважине снижают уровень жидкости для вызова притока посторонней воды. Скважину исследуют на приток и заполняют водой до устья, оставляя в таком состоянии на 24 - 48 часов для установления определенной температуры жидкости по всему стволу. Затем спускают электротермометр для контрольного замера температуры.

Как известно, действие электротермометра основано на принципе увеличения электрического сопротивления воды с повышением ее температуры. При контрольном замере определяется равномерное повышение температуры по мере увеличения глубины замера.

Выполнив контрольный замер, снижают уровень в скважине тартанием для вызова притока посторонней воды через дефект в эксплуатационной колонне. После снижения уровня на 20 - 50 метров ниже статического замеряют температуру жидкости по стволу скважины.

Место притока устанавливают по резкому изменению температурных кривых на диаграмме электротермометра.

При капитальном ремонте скважин, иногда применяют ускоренный метод определения места притока посторонней воды электротермометром. Сущность его заключается в том, что после заполнения скважины водой до устья сразу же проводят контрольный замер. Если имеется приток посторонней воды, будет отмечена температурная аномалия в месте притока.

Однако ускоренный метод не всегда обеспечивает получение четких диаграмм.

После установления места негерметичности производится его ликвидация методом цементирования под давлением. Для этого ниже места дефекта на 100 -150 метров устанавливается цементный мост. После затвердевания цемента моста производится цементирование через дефект колонны с продавкой в пласт или за колонну расчетного количества цементного раствора. Чем медленнее продавливается цементный раствор в пласт, тем надежнее и эффективнее будет изоляция.

При ликвидации негерметичности колонны применяется цементирование под давление через трубы с последующим разбуриванием цементного стакана.

В этом случае, спущенные в скважину заливочные трубы устанавливаются на 5 - 10 метров выше дефекта в колонне и через них продавливают в пласт под давлением цементный раствор с оставлением цемента в колонне. Оставшиеся излишки цементного раствора вымывают из скважины способом обратной промывки. Цементный стакан, находящийся ниже заливочных труб, после затвердевания разбуривается. Разбуривается также цементный мост, установленный для ликвидации дефекта колонны.

После проведения работ по ликвидации дефекта проводится испытание эксплуатационной колонны на герметичность.

Выбор места в скважине для вскрытия " окна"

При выборе места (глубины) вскрытия " окна" в колонне необходимо учитывать следующие факты: конструкцию скважины, угол искривления ее ствола, наличие цементного кольца за колонной, характер залегающих пород, наличие водоносных горизонтов и состояние колонны.

При наличии в скважине двух или нескольких колонн место для вскрытия "окна" следует выбирать на такой глубине, чтобы "окно" вскрывать в одной колонне. Практика показала, что вскрывать "окно" следует в интервалах сложенных глинистыми породами. В скважинах, где "окна" вскрывались против слабоцементированных песков, песчаников, а также при отсутствии за колонной цементного кольца, наблюдались случаи размыва и осыпания пород, приводивших к обвалам, прихватам инструмента под окном, а иногда даже к потере ствола скважины.

Вскрытие "окна" против крепких и часто перемежающихся мягких и крепких пород приводит к тому, что второй ствол часто не отходит от основного ствола и бурится рядом с ним, особенно когда бурение ведется при полном поглощении промывочной жидкости. Такие скважины оказываются малопроизводительными вследствие нарушения призабойной зоны в процессе эксплуатации скважины основным стволом.

Подготовка скважины к спуску отклонителя

Перед спуском отклонителя колонну необходимо обследовать печатью.

Затем спускают направление (шаблон), чтобы установить возможность спуска отклонителя. Диаметр длину направления определяют по формулам:

Dш = Dо + 3 - 4 мм;

Lш = Lо + 2 - 3 м.

где Dо - наибольший диаметр спускаемого отклонителя;

Lо - длина спускаемого отклонителя, м.

После этого с помощью локатора муфт определяют место нахождения муфт обсадной колонны, между которыми будет вскрыто "окно".

Принцип действия локатора муфт основан на том, что магнитные свойства трубы на участке муфты резко отличаются от магнитных свойств на других участках. Поэтому при прохождении прибора мимо муфтового соединения поля постоянных магнитов перераспределяются, в результате чего на выходе магнитного зонда и прибора появляется импульс электродвижущей силы (ЭДС), записанный на диаграмме в виде пики, отличной по амплитуде и конфигурации от магнитной метки.

Установка отклонителя

Отклонитель - инструмент, придающий начальное направление и предназначенный для обеспечения необходимого отклонения райберов при вскрытии "окна" в колонне и бурильного инструмента при бурении второго ствола.

Отклонитель представляет собой плоский или желобообразный клин, спускаемый в скважину на бурильных трубах. Тип отклонителя выбирают с учетом диаметра колонны и ее состояния.

Наиболее распространены отклонители типа ОЗС. Отклонитель типа ОЗС состоит из трех основных узлов: узла опоры и закрепления, клина - отклонителя и спускного клина. Отклонитель закрепляют на забое в эксплуатационной колонне при помощи трехплашечной системы, которая исключает возможность проворачивания его при вскрытии окна и бурении второго ствола. Наклонная поверхность в виде желоба клиноотклонителя обеспечивает направление и увеличивает площадь опоры между клином и режущим инструментом.

Спускной клин служит для спуска отклонителя в скважину.

Фиксация плашек в утопленном положении обеспечивается плашкодержателем, соединенным с корпусом двумя специальными винтами. Узел опоры и закрепления с клином - отклонителем соединен опорными поверхностями, срезанными под углом 15 или 30 градусов и имеющими профиль поперечного сечения в виде "ласточкина хвоста".

Взаимному произвольному перемещению клина-отклонителя и узла опоры и закрепления также препятствует специальный винт. Клин-отклонитель соединяется со спускным клином, к которому на резьбе крепится переводник двумя болтами.

Перед спуском отклонителя в скважину необходимо проверить его размеры и все основные узлы. Затем спускной клин соединяют с отклоняющим клином с помощью болтов.

Отклонитель в собранном виде на бурильных трубах медленно спускают в скважину, наблюдая за показаниями индикатора веса.

При подходе к глубине установки отклонителя скорость спуска бурильных труб замедляют, уменьшают нагрузку на 1 - 2 тонны и определяют глубину забоя. По достижении хвостовиком забоя скважины телескопическое устройство срабатывает, шпильки срезаются, а отклонитель, продолжая перемещаться вниз, закрепляется плашками в колонне. Затем резкой посадкой инструмента, 8 - 10 тонн, срезают болты, соединяющие отклонитель со спускным клином. Спускной клин поднимают на поверхность и вскрывают "окно".

Вскрытие " окна " в колонне

Для вскрытия "окна" в колонне, через которые в последующем ведется бурение второго ствола, применяют комплект трех фрезеров - райберов типа ФРС различных размеров. Райбер имеет форму усеченного конуса с продольными зубьями, усиленными пластинками из твердого сплава.

Для вскрытия "окна" применяют комплект райберов следующих размеров.

Таблица 2.2.1 - Основные параметры оборудования

Диаметр колонны, мм	Габаритные размеры райбера, мм	№ № райбера
		1	2	3
141/146	Рабочая длина Наибольший диаметр Наименьший диаметр	250 108 65	320 118 70	340 121 95
168	Рабочая длина Наибольший диаметр Наименьший диаметр	250 130 50	360 140 70	365 142 110
219	Рабочая длина Наибольший диаметр Наименьший диаметр	290 160 62	470 174 76	394 192 148

При вскрытии "окна" комплектом из трех фрезеров - райберов, работы производят последовательно, начиная с райбера №1, имеющего наименьший размер, при нагрузке 2-3 тс и частоте вращения 40 - 60 об/мин. По мере углубления райбера частоту вращения можно увеличить до 50 - 70 об/мин. при той же осевой нагрузке.

После вскрытия "окна" длиной 1,4 - 6 метров от конца отоклонителя, т.е. когда нижний конец райбера уже выходит из соприкосновения с колонной, частоту вращения ротора доводят до 80 - 90 об/мин., а осевую нагрузку уменьшают до 1 тс.

Райбером № 2 при нагрузке 1 - 1,5тс разрабатывают и расширяют интервал, пройденный райбером № 1 по всей длине отклонителя.

Райбером № 3 зачищают "окно" и выход в породу при осевой нагрузке до 1 тс и частоте вращения ротора 80 -90 об/мин.

"Окно" считается полностью вскрытым и обработанным, когда долото D = 118мм без вращения инструмента свободно проходит в него.

Если долото без вращения не будет проходить, то "окно" следует обработать еще одним райбером D=122мм.

Вскрытие "окна" необходимо производить при заданной осевой нагрузке. Большие осевые нагрузки на райбер приводят к преждевременному выходу его за колонну и "окно" получается укороченным. Это создает условия для возникновения и концентрации переменных по величине и по знаку напряжений в теле бурильных труб, особенно в то время, когда в интервале нижней части среза отклоняющего клина, т.е. на выходе "окна", находится замковое соединение бурильных труб. Это приводит к довольно быстрому появлению усталости металла и, как следствие, к поломке бурильных труб в утолщенной части. Поломка бурильных труб в том месте, где конец оставшихся труб находится сразу же за "окном", опасно тем, что их трудно извлечь.

При укороченном "окне" подвергается кольцевым порезам и тело бурильных труб, что снижает их прочность и может привести к аварии. Кроме того, затрудняется пропуск долота за колонну и оно, как правило, останавливается в "окне" в результате образования "мертвого" пространства - несработанной стенки колонны, возвышающейся над нижним окончанием среза отклоняющего клина. Обработать эту выступающую часть стенки райберами практически невозможно и в некоторых случаях приходится вновь спускать отклонители и повторять работы по вскрытию нового "окна".

Чтобы избежать подобного явления, над райбером для создания жесткости устанавливают утяжеленные бурильные трубы (УБТ) соответствующих размеров.

Параметры режима бурения второго ствола

Режим бурения определяется осевой нагрузкой на долото, частотой вращения долота, расходом промывочной жидкости и ее качеством, временем пребывания долота на забое.

Различают оптимальный и специальный режимы бурения.

Оптимальным режимом называют режим, установленный с учетом геологического разреза и максимального использования технических средств, имеющихся на скважине, для получения высоких количественных и качественных показателей при минимальной стоимости 1 метра проходки.

Специальным режимом называют режим, установленный для забуривания второго ствола и последующего бурения в осложненных условиях, при обвалах, высоком пластовом давлении, поглощениях жидкости, изменении направления оси скважины, отборе керна и др.

Нагрузка на долото в процессе забуривания второго ствола должна быть равномерной. При выходе из "окна" следует постепенно увеличивать осевую нагрузку на долото до 3 - 4 тс. Частота вращения долота должна быть в пределах 40 - 60 об/мин. Второй ствол следует забуривать не менее, чем на 6 - 10 метров. Если в этом интервале долото работало нормально бурение можно вести на оптимальном режиме.

Пребывание долота на забое должно быть выбрано с таким расчетом, чтобы скорость углубления скважины в единицу времени была наибольшей.

При спуске очередного долота под нагрузкой 1 - 3 тс прорабатывают 10 -15 метров от забоя, затем в течение нескольких минут поддерживают пониженную нагрузку для того, чтобы опоры долота приработались, а затем увеличивают ее до требуемой величины согласно указаниям геоло-технического наряда и поддерживают постоянной. Окончательно осевую нагрузку бурильщик должен подобрать сам, добиваясь наибольшей механической скорости проходки.

Быстрое углубление скважины без осложнений возможно только тогда, когда выбуренная порода своевременно удаляется с забоя. В противном случае она оказывает дополнительное сопротивление долоту.

Мероприятия по предупреждению НГВП

Иметь в наличии два превентора ППГ 230 х 350, верхний с плашками под трубы 73 мм и нижний с глухими плашками. Шаровой кран КШ 89 под квадрат. Иметь двойной запас глинистого раствора. Перед подъемом труб производить промывку в объеме скважины. Долив производить постоянно. При спуске и подъеме через каждые 250 м производить промывку скважины. Два раза в смену контролировать основные параметры раствора. Осуществлять контроль износа долота. Перед зарезкой провести с каждой вахтой учебную тревогу "Выброс". Один раз в сутки направлять в НИЛ раствор для полного анализа. При бурении от 1010 м принять меры против поглощения раствора.

Таблица 2.2.2 - Параметры бурового раствора

Интервал бурения, м	Тип раствора	Плотность, г/смі	УВ, сек	Ф, смі 30мин	СНС мкг/ смІ
					1 мин	10мин
840-865	Глинисто-меловой	1,16	30	4	28	50
865-890	Глинисто-меловой	1,18	30	4	28	50
890-920	Глинисто-меловой	1,20	30	4	28	50
920-1110	Глинисто-меловой	1,26	30-40	4-5	35	70

Режим бурения

Нагрузка на долото Ш 118 СВ - 3 тс.

Обороты стола ротора - 60 об/мин.

Производительность насоса - 6,0 л/сек

Давление - 50 кгс/смІ

2.3 Промывочные жидкости

месторождение скважина нефтяной зарезка

Промывочная жидкость играет важную роль, как при бурении второго ствола, так и при вводе скважин в эксплуатацию. При вскрытии пласта основная задача заключается в том, чтобы не ухудшить проницаемость нефтесодержащих пород и не создать сопротивления продвижению нефти к забою скважины, в особенности сильно дренированных пластов.

При вращательном способе бурения в процессе разрушения на забое породы долотом должна постоянно циркулировать жидкость, которая выполняет следующие функции:

- удаляет с забоя все обломки пород, выбуриваемые долотом;

- охлаждает и смазывает трущиеся элементы долота, которые в процессе работы на забое сильно нагреваются;

- укрепляет неустойчивые породы в стенках скважин и изолирует разбуриваемые горизонты;

- оказывает противодавление напору газа, нефти и воды, находящимся в порах проходимых пород, а также тем горным породам, которые склонны к набуханию, оползанию и т.п.;

- удерживает обломки выбуренной породы во взвешенном состоянии в покоящейся жидкости;

- обеспечивает быстрые и качественные вскрытия и освоения продуктивных горизонтов;

- размывает на забое мягкие породы и физически - химически воздействует на твердые породы.

Кроме того, циркулирующая жидкость, выходя на поверхность должна освобождаться от выбуренной породы, допускать возможность проведения необходимых электрометрических измерений в скважинах и легко прокачиваться буровыми насосами. В то же время она не должна вызывать коррозию бурового оборудования и бурильной колонны.

В качестве промывочной жидкости применяются вода, глинистые растворы, глинисто-меловые растворы, растворы на нефтяной основе и другие.

На нефтяных и газовых месторождениях, где разрез представлен рыхлыми неустойчивыми осадочными породами, бурение скважин ведут с промывкой глинистыми растворами.

На основании современных знаний в области физикохимии глинистого раствора и представлении о роли этих растворов в процессе бурения нефтяных скважин можно установить следующие две основные его функции:

- глинизация стенок скважин;

- удержание во взвешенном состоянии выбуренных частиц породы

в покоящейся жидкости, т.е. в период прекращения циркуляции.

Наряду с этим глинистый раствор выполняет и другие функции промывочных жидкостей, но только названные две функции обуславливают применение именно глинистого раствора в качестве промывочной жидкости при вращательном способе бурения. Остальные функции присущи не только глинистому раствору, но и другим жидкостям, которые способны выполнять эти функции в некоторых случаях даже лучше, чем глинистый раствор. Так, например, при применении воды в качестве промывочной жидкости более интенсивно охлаждается долото, так как теплоемкость глинистого раствора равна 0,6-0,7, а теплоемкость воды равна 1.

В процессе вращательного бурения происходит разрушение породы на забое и у стенок скважин. По мере углубления ствола требуется предохранять от обрушения рыхлые и неустойчивые породы в стенках скважин.

При бурении проходимые горизонты и скважину следует рассматривать как сообщающиеся системы, но сообщение, между которыми должно происходить только через забой скважины.

Стенки скважины, находящиеся вне призабойной зоны, должны изолировать ствол от пройденных горизонтов. Глинистый раствор, отлагаясь в процессе циркуляции в виде тонкой плотной корки в стенках скважины и прилегающей к ней зоне, может с успехом выполнить эту функцию. Но для этого необходимо, чтобы давление в скважине было всегда несколько больше, чем давление в горизонте, разбуриваемом в данный момент. Это основное условия нормального процесса бурения, при нарушении которого возникают осложнения, часто препятствующие углублению скважины и доведению ее до проектной глубины.

Под глинизирующей способностью глинистого раствора следует понимать упрочнение стенки скважины тонкой плотной коркой. В этом сущность процесса глинизации стенок скважин. О глинизирующей способности глинистого раствора судят по количеству отделяющейся из раствора воды, а также по толщине и плотности корки, отложившейся в стенках скважины.

Степень проникновения глинистого раствора в пласт и прочность образующейся корки зависят от величины перепада давления между скважиной и пластом, пористости и проницаемости пород с учетом формы и размера пор в них, вязкости, поверхностного натяжения, солености или щелочности глинистого раствора, количества свободной воды и количества и размеров частиц твердого вещества в нем.

При наличии в глинистом растворе частиц коллоидальных размеров в стенках скважин образуется тонкая, но чрезвычайно плотная корка; водоотдача из раствора при этом становится ничтожная и скоро прекращается, так как в растворе имеется мало свободной воды.

Если глинистый раствор не представляет собой коллоидную систему, имеющаяся в нем свободная вода будет проникать глубоко в пласт и на стенках скважины образуется из крупных частиц глины неплотная рыхлая толстая корка, в результате чего уменьшается сечение скважины и происходит отдача воды в поры пласта; все это способствует прихвату бурильной колонны.

Очень важно, чтобы из раствора, находящегося в скважине, частицы выбуренной породы средних и малых размеров не выпадали во время смены долота или в период неожиданного прекращения циркуляции в процессе бурения.

Для предотвращения прихвата бурильной колонны, необходимо чтобы все глинистые растворы содержали в достаточном количестве коллоидную фракцию, которая способна удерживать обломки выбуренной породы во взвешенном состоянии в жидкости, находящейся в покое.

Благодаря коллоидной фракции глинистые растворы могут постепенно превращаться в студнеобразную массу, которая после перемешивания снова переходит в подвижную жидкость. Если оставить раствор в покое, он может обратиться вновь в студень.

Такой процесс называется тиксотропией.

Выполнение на практике сформулированных общих требований к буровому раствору является необходимым, но не достаточным условием для достижения высоких показателей работы породоразрушающего инструмента и наилучших показателей бурения. Надо выполнять также общие требования к основным показателям бурового раствора.

2.4 Крепление скважин обсадными трубам

После окончания бурения, производят тщательную промывку скважины для спуска инклинометра и каротажного прибора. Но до этого, перед окончанием бурения скважины, обсадные трубы, предназначенные для спуска в скважину, заблаговременно, после соответствующей проверки и опрессовки на трубной базе должны быть доставлены на буровую. На буровой трубы должны быть повторно подвергнуты тщательному наружному осмотру и проверке жестким шаблоном установленного размера. Отобранные для спуска в скважину трубы укладываются на приемном мосту, замеряются и в порядке последовательности спускаются в скважину.

Резьба на трубах и муфтах тщательно зачищается и промывается керосином. Вместе с трубами на буровую доставляется коническое башмачное направление с обратным клапаном. Внешний диаметр башмака не должен быть больше диаметра муфты обсадной трубы. Завинчивание обсадных труб должно производиться после смазки резьбы суриком.

Расширение скважины

До спуска эксплуатационной колонны ствол скважины для свободного пропуска ее должен быть расширен на всю глубину пробуренного второго ствола. Расширение должно производиться гидрорасширителем, а при его отсутствии - эксцентричным пикообразным долотом.

Расширение ствола скважины рекомендуется производить из такого расчета, чтобы ее диаметр был больше диаметра муфт колонны труб, подлежащей спуску, не менее чем на 15-20%

Расширение скважины надо производить равномерной и непрерывной подачей инструмента с тем, чтобы не иметь пропусков.

Подача инструмента должна производиться со скоростью 12-15 м/час при усиленной промывке. Нагрузка на долото допускается на 20-30% меньше, чем при процессе бурения. Расширение скважины гидрорасширителем производится следующим образом: гидрорасширитель следует пропустить ниже вскрытого окна в колонне на 2-3 м и включить насос. Подачу жидкости в скважину надо постепенно увеличивать и вращать инструмент на одном и том же месте в течение 15-20 минут.

За это время резцы расширителя принимают рабочее положение и вырабатывают место. Затем с осевой нагрузкой на 20-30% меньше, чем нагрузка при бурении, производят подачу долота. Резцы расширителя

расположены радиально, нижняя ступень их имеет меньший выход, нежели верхняя. Так, для 6" колонны нижняя ступень резцов имеет максимальный выход 160 мм, а вторая, верхняя ступень 175 мм. Таким образом, второй ствол, пробуренный шарошечным долотом диаметром 140 мм, расширяется до 17.5 мм, т. с. зазор увеличивается по 17-18 мм на сторону.

При снятии давления под действием силы пружины поршень перемещается вверх и резцы принимают нерабочее положение, т. е. утепляются в нишах корпуса гидрорасширителя.

Конструкция низа колонны

Для обеспечения свободного пропуска колонны через окно и для дальнейшего спуска ее в пробуренный ствол на нижний конец первой обсадной трубы навинчивается коническое башмачное направление с обратным тарельчатым клапаном и упорным кольцом. Упорное кольцо при спуске не сплошной колонны (хвостовика) не устанавливается. Обратный клапан предназначается для уменьшения нагрузок на вышку и талевую систему и обеспечивает непрерывное движение в затрубном пространстве жидкости, вытесняемой трубами из скважины при их спуске.

Обратный клапан препятствует обратному поступлению в трубы цементного раствора из затрубного пространства после окончания продавки, а также после отсоединения переводника от хвостовика.

Спуск обсадной колонны

Спуск колонны во второй пробуренный ствол скважины отличается от аналогичного процесса в вертикальной скважине тем, что при прохождении обсадных труб через окно в колонне, где происходит перегиб ствола скважины, в трубах будет возникать напряжение изгиба.

Спущенная обсадная колонна в новом стволе примет, примерно, такой же профиль, какой фактически имеет скважина. Напряжение изгиба обсадных труб будет пропорционально их наружному диаметру и степени искривления скважины.

При спуске колонны необходимо следить за показанием индикатора веса. В случае понижения нагрузке на крюке, что видно по индикатору веса, следует скважину промыть до восстановления нормальной величины нагрузки и после этого продолжать спуск колонны. Первая, нижняя труба колонны обязательно должна пропускаться через окно с промывкой. Промывку скважины во время спуска колонны необходимо производить в интервалах, предусмотренных планом спуска. По приближении к забою скважины допуск каждой трубы производят с промывкой. Чем больше глубина и интервал выхода вторым стволом и чем меньше кольцевое пространство, тем чаще следуем производить спуск труб с промывкой. При нащупывании башмаком колонны забоя скважины нагрузка па башмак не должна превышать 3-5 делений по индикатору веса.

Цементировка колонны

В настоящее время в отечественной практике горизонтальный участок ствола скважины или ствол с большим углом отклонения от вертикали, как правило, оставляли не зацементированным. В лучшем случае его обсаживают колонной или хвостовиком с щелевидными фильтрами в интервале продуктивного пласта. Однако этот способ заканчивания скважин имеет ряд существенных недостатков.

1. Прорыв газа или воды на любом участке горизонтального ствола скважины в интервале продуктивного пласта может привести к потере скважины в целом.

2. Возникают труднопреодолимые проблемы при необходимости стимулирования скважины путем кислотной обработки или гидроразрыва продуктивного пласта.

3. Невозможным становится точное регулирование добычи или нагнетания жидкости в интервалах пласта, имеющих различную проницаемость.

По этой причине, хотя цементирование и перфорация более дорогие и могут загрязнить пласт и ограничить темп добычи (или нагнетания) в некоторых породах, преимущества его в борьбе с указанными выше проблемами перевешивают эти недостатки.

В первые десять лет практики цементирования горизонтальных и наклонно направленных скважин применялась обычная стандартная технологическая оснастка обсадных колонн. Однако оказалось, что она не обеспечивает нормальной работы в условиях, когда сама оснастка находится в наклонном положении, либо когда ствол скважины в наклонном или горизонтальном положении отличается от вертикального ствола наличием желобных выработок либо зашламленностью нижней его части.

Оказалось, что обратные клапаны с неподпружиненным шаровым затвором перестали надежно закрываться, а в случае, когда шаровой затвор подпружинен, шары размываются при промежуточных промывках и не перекрывают затвор.

Поэтому в зарубежной практике пошли путем усложнения конструкции клапанов.

У нас обратные дроссельные клапаны остались с шаровыми затворами, но дроссели, расположенные ниже шаровых затворов, были усовершенствованы и обеспечивали заполнение спускаемой обсадной колонны жидкостью из скважины на 95 % ее длины, не допуская при этом сифона - перелива жидкости из колонны на устье скважины.

Испытания в промысловых условиях 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, наружный диаметр которого, меньше диаметра ребер стабилизатора, применявшего при бурении скважин.

При цементировании обычных вертикальных или наклонных скважин рекомендовано применение нижних разделительных пробок для предупреждения образования смеси тампонажного раствора с буферной жидкостью при движении их внутри колонны. При этом устраняется также опасность загрязнения наиболее ответственной последней порции тампонажного раствора буровым, прилипшим к внутренней поверхности обсадной колонны в виде пленки, снимаемой со стенки манжетами продавочной пробки. По этой причине предусматривают оставлять в колонне цементный стакан до 20 м между башмаком колонны и кольцом "стоп". 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" разработан и подготовлен к серийному производству комплект разделительных пробок, типа КРПФ который, включает, кроме верхней разделительной пробки / и нижней II, еще и специальное кольцо "стоп" - III. От зарубежных наш комплект пробок выгодно отличается наличием фиксаторов 7, позволяющих фиксировать пробки между собой, а комплект в целом - на кольце "стоп", тем самым, подстраховывая функцию обратного клапана