Способы обсадные колонны это

Цементирование обсадных колонн

Чтобы осуществить цементирование обсадных колонн, нужно наличие соответствующей цементной смеси, получаемой путем соединения тампонажного цемента и воды. В результате этого получается жидкая масса, способная легко и равномерно распределятся по поверхности в силу своей текучести. Разновидность тампонажного цемента напрямую зависит от температуры скважины, которую она имеет на забое.

Для скважин с более низкой температурой (как правило, до 40 градусов) применяется раствор, время застывания которого колеблется от 3 до 7,5 часов с момента его замешивания. Таким образом, при работе с такими скважинами, на цементирование обсадных колонн отводится не более 2,5 часов.

Схватывание раствора для скважин с температурой от 40 до 70 градусов происходит на протяжении от двух до трех часов. На цементирование обсадных труб в таких скважинах отводится всего лишь 1 час времени.

Обсадные трубы в глубоких скважинах с температурой от 100 градусов и выше должны быть зацементированы менее, чем за 1 час.

Как видим, в горячих скважинах раствор застывает быстрее, что, в свою очередь, требует более быстрой работы с ним.

Цементирование обсадных колонн может быть произведено одним из двух способов — прямым или обратным.

Суть первого заключается в заливании сразу всего объема раствора в колонну, где он проходит до башмака. Таким образом, раствором заполняются пустоты между труб, в которых он распределяется равномерно снизу вверх.
Обратный. В отличие от предыдущего способа, раствор закачивается в колонну сверху вниз, начиная с поверхности.

В основном используется первый способ. Колонна цементируется за один раз, в результате чего весь раствор продавливается сразу. Однако, бывают случаи, когда целесообразно использовать двухступенчатое цементирование. В таком случае, работа подразделяется на интервалы и выполняется в два этапа.

Существует еще один, так называемый, промежуточный способ цементирования – манжетный. Он используется в случаях, когда следует защитить некоторую часть ствола от проникновения раствора.

После того, как скважина полностью сформирована, осуществляется опрессовка обсадной колонны. Другими словами, обсадные колонны проверяются на прочность и герметичность. Для этого устанавливается цементирующая головка, после чего буровые насосы воздействуют на устье большим давлением. Опрессовка производится в течении получаса. Именно за это время давление должно снизиться не более чем на 5 атмосфер, что является абсолютной нормой.

Сюжеты по теме

Турбобур – вариант бурового устройства, состоящего из электрогидравлического движка, принцип действия работы которого, основан на превращении энергии движения буровой смеси в энергию движения вала. Назначение такого агрегата – разработка скважинных отверстий для добычи газовых и нефтяных месторождений.

Россия предоставит подтверждения для получения морского права на арктические области.

Выход из этой ситуации предлагает совместная операционная компания, получившая название «Вьетгазпром»

Право на обращение в арбитражный суд реферат
Қазақ халқының батырлары реферат
Понимание культурного кода на примере россии реферат
Реферат на тему вопросы не вызывающие проблем
Реферат кафедра иностранных языков

Обсадная колонна (труба)

Каждая обсадная колонна имеет свое название и предназначение

Обсадная колонна — это труба, применяемая в скважинах для изоляции ствола скважины от пластовых флюидов и укрепления стенок ствола скважины.

Обсадные трубы, применяемые при бурении нефтяных и газовых скважин, чаще всего изготовляются из стали с двумя нарезанными концами и навинченной муфтой на одном конце (иногда безмуфтовые c раструбным концом). Резьба труб выполняется конического, треугольного или специального трапецеидального профиля. Для создания герметичности при высоких давлениях нефти и газа (более 30 МПa) применяются соединения с уплотнительными элементами.

Каждая обсадная колонна имеет свое название и предназначение:

крепление скважины начинается с ее приустьевой части. Для этого используется 1 труба или колонна, которая называется Направление. Именно эта колонна во время работы не позволяет устью скважины размыться и обвалиться. Также с его помощью происходит постоянное движение жидкости. Как правило, направление является единственным в структуре, но случаются исключения, когда крепление устья скважины осуществляется посредством 2 х направлений по причине почвенных особенностей;
разделение верхнего интервала разреза горных пород (неустойчивых отложений, водоносных и поглощающих пластов, зон многолетнемерзлых пород) происходит с помощью кондуктора (кондукторной колонны). Благодаря его наличию нефтеносные горизонты остаются чистыми. Это 2 я обсадная колонна, спускаемая в ствол буровой скважины. На нее устанавливают противовыбросовое оборудование; а кольцевое пространство за колонной обычно цементируют по всей длине;
промежуточная обсадная колонна. Существуют ситуации, когда в скважине попадаются зоны, бурение которых ведется при совершенно различных условиях. Их необходимо разделить, что и делается с помощью промежуточной обсадной колонны. Они бывают сплошными, хвостовиками и летучками. 1 е перекрывают ствол скважины полностью. 2 е были разработаны с целью закрепления исключительно необсаженных частей скважины. Ну и, наконец, к использованию последних обращаются только при наличии сложных интервалов. Такие колонны полностью автономны от предшествующих им обсадных колонн или же от тех, которые будут идти дальше;
завершается скважина эксплуатационной колонной обсадных труб, призванная разделить между собой продуктивные горизонты и все остальные породы. Именно она является главным конструктивным элементом скважины, находящимся непосредственно на уровне горизонта полезных ископаемых. Расположение данной колонны и предопределяет ее назначение, которое заключается в извлечении полезных ископаемых из скважины. Нельзя для крепления, например, начала скважины и ее завершения использовать одни и те же обсадные колонны.
профильный перекрыватель (летучка) — промежуточная обсадная колонна, необходимая для перекрытия интервала осложнений и не имеющая связи с предыдущими или последующими обсадными колоннами. Обычно неизвлекаемые. Существуют извлекаемые профильные перекрыватели, при использовании которых идет развальцовывание лишь верхней и нижней цилиндрических частей, а извлечение производят с помощью специального инструмента. Такие летучки могут иметь в поперечном сечении цилиндрическое или лепестковое исполнение. Обычно предварительно интервал, в который будет установлен перекрыватель, расширяют. Затем перекрыватель спускается на колонне бурильных труб, в которые после этого сбрасывается шарик, перекрывающий отверстие в башмаке перекрывателя. Цементировочный агрегат обеспечивает его впрессовку в стенки скважины, а после извлечения бурильных труб — развальцовывание специальным инструментом.
Хвостовик — обсадная колонна потайного типа, которая устанавливается в специальной системе подвески в предыдущей обсадной колонне (внахлест на 20 — 50 м). В зависимости от твердости горных пород разрабатываемого коллектора хвостовик может цементироваться или нет.

Источник

Info

Publication number: RU2167273C1

RU2167273C1
RU2000107866A
RU2000107866A
RU2167273C1
RU 2167273 C1
RU2167273 C1
RU 2167273C1
RU 2000107866 A
RU2000107866 A
RU 2000107866A
RU 2000107866 A
RU2000107866 A
RU 2000107866A
RU 2167273 C1
RU2167273 C1
RU 2167273C1

Authority
RU
Russia

Prior art keywords
liner
well
casing
suspension
cement

Prior art date
2000-03-29

Application number
RU2000107866A
Other languages

English (en)

Inventor
О.Е. Старов
Р.В. Ханипов
В.Н. Поляков
Р.К. Ишкаев
Р.Ш. Муфазалов
Original Assignee
Нефтегазодобывающее управление «Азнакаевскнефть» АО «Татнефть»
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
2000-03-29
Filing date
2000-03-29
Publication date
2001-05-20

2000-03-29Application filed by Нефтегазодобывающее управление «Азнакаевскнефть» АО «Татнефть»
filed
Critical

Нефтегазодобывающее управление «Азнакаевскнефть» АО «Татнефть»

2000-03-29Priority to RU2000107866A
priority
Critical

patent/RU2167273C1/ru

2001-05-20Application granted
granted
Critical

2001-05-20Publication of RU2167273C1
publication
Critical

patent/RU2167273C1/ru

Заканчивание скважин: подвески хвостовиков

В скважинном бурении, хвостовиком называют разновидность обсадной колонны с потайным способом установки. В частности, данный элемент монтируется в предыдущей обсадной колоне, заходя внахлёст на расстояние 20-50 метров. Фиксируется хвостовик специальной системой крепления, которая называется подвеской.

Технология установки предусматривает возможность цементирования хвостовика, но это не является обязательным условием: способ монтажа напрямую зависит от прочности породы разрабатываемого пласта.

Преимущества хвостовиков

При заканчивании скважины хвостовиком, решаются такие задачи:

Сокращаются этапы строительства скважины;
Повышается качество цементирования;
Перекрываются зоны поглощения при разгерметизации эксплуатационной колонны;
Снижаются расходы на строительство скважин.

Имеются у хвостовиков и некоторые недостатки. Сюда можно отнести возможную негерметичность подвески, проблемы с первичным цементированием если между скважиной и хвостовиком остаются небольшие кольцевые зазоры.

Устройство хвостовиков

Конструкцию подвески можно рассмотреть на примере гидромеханической модели, которая используется для установки тяжёлых хвостовиков марки ПХГМЦ.Т. Такая подвеска может взаимодействовать с пакерами ПГМЦ или стоп-патрубками. Подвеска не предназначена для двухступенчатого цементирования.

Конструкция подвески включает 5 независимых узлов, гидравлического или механического действия:

Якорь;
Разъединитель;
Пакер;
Узел допакеровки;
Дублирующий узел разъединителя.

Устанавливается подвеска на последнюю трубу хвостовика и размещается внутри обсадной колонны на заданной глубине. Конструкция предусматривает защиту от преждевременного срабатывания в процессе цементирования.

Разновидности подвесок

Колонну с установленным хвостовиком используют в качестве эксплуатационной, поэтому основным критерием при выборе подвески является способность противодействия сминающему давлению. В настоящее время, используются несколько различных способов установки хвостовиков: цементируемый, на клиньях и на опорной поверхности. Для каждого из перечисленных вариантов применяется свой тип подвески.

В общих чертах, подвески делятся на 3 группы:

Гидравлические;
Механические;
Гидромеханические (комбинированные).

Здесь приведена классификация по принципу действия механизма установки, которая считается основной. Однако у подвесок имеются и другие отличительные особенности конструкции. Например:

Вращающиеся. Здесь предусмотрен подшипниковый узел, обеспечивающий вращение хвостовика в процессе заливки тампонажных растворов, что заметно повышает качество цементирования.
Защита плашек. Эти элементы располагаются внутри специальных углублений, что полностью исключает повреждение при интенсивном вращении или раскачивании хвостовика в процессе спуска на заданную глубину.
Нецементируемые. Такие подвески позволяют зафиксировать хвостовик без заливки цементирующих растворов, что предполагает определённую финансовую выгоду при выполнении работ.

При выборе подвески хвостовика в зависимости от способа установки, необходимо учитывать ряд моментов.

В частности, цементируемые подвески обеспечивают высокую герметичность и надёжность, но способствуют загрязнению продуктивного пласта.

Для подвесок, используемых для установки хвостовика на клиньях характерна высокая вероятность ложных срабатываний. Устройства для монтажа на опорной поверхности требовательны к точности: если хвостовик не дойдёт до заданной глубины, подвеска не сработает.

Технологическая оснастка для спуска хвостовика и его подвески универсальная типа ТОСХПУ-подвеска хвостовика универсальная

Подвеска хвостовика типа ТОСХПУ предназначена для проведения спуска, подвески и герметизации хвостовика (подвесной колонны) в скважине как с цементированием так и без цементирования.

Технические характеристики
Способ использования

Условный диаметр предыдущей обсадной колонны, мм	146	168
Условный диаметр обсадной колонны, оборудованной устройством, мм	102	114
Наружный диаметр, мм	122	141
Проходной диаметр, мм	89	99
Максимальный перепад давления на пакер, МПа	25	25
Максимальное внутреннее избыточное давление, МПа	25	25
Длина устройства, мм	3800	4200
Масса устройства, кг	145	170
Максимальная растягивающая нагрузка, кН	450	500
Максимальная рабочая температура,°С	100	100
Присоединительные резьбы: — верхняя по по ГОСТ Р 5086; — нижняя по ГОСТ 632, ТУ 14-161-163; — нижняя ПБ по ГОСТ 633	З-86* ОТТМ-102	З-102* ОТТМ-114

* По требованию Заказчика верхняя присоединительная резьба может быть иной.

Подвеска хвостовика типа ТОСХПУ представляет из себя комплекс из четырех работающих независимо друг от друга функционально законченных узлов:— гидромеханического якоря. Приведение в действия узла якоря производится повышением внутреннего избыточного давления до заданного заранее параметра, при котором разрушатся срезные штифты. Поршень узла перемещаясь в осевом направлении толкает конусную часть, прижимая таким образом лепестки цанги к стенкам предыдущей обсадной колонны.— гидромеханического разъединителя. Приведение в действие узла разъединителя производится после срезки подвесной пробки. При этом происходит удаление блокировочный шариков из разъединителя. После разгрузки транспортировочной колонны на 3-5тн на подвеску происходит срез винтов. При этом стопорные пальцы узла разъединителя выходят из места зацепления по направляющим. При подъеме транспортировочной колонны происходит разъединение от подвески.— гидромеханического пакера. Приведение в действия узла пакера производится повышением внутреннего избыточного давления до заданного заранее параметра, при котором разрушатся срезные штифты. Поршень узла перемещаясь в осевом направлении толкает конусную часть под резиновую манжету, которая будет плотно прижата к стенкам предыдущей обсадной колонны и обеспечит надежную изоляцию межтрубного пространства— узла механического разъединителя дублирующего гидромеханический разъединитель. Узел механического разъединителя приводится в действие вращением транспортировочной колонны вправо на 20 оборотов, предварительно при этом выбрав ее вес по индикатору веса.

Подвеска имеет имеет блокировку от преждевременного срабатывания разъединителя до момента срезки подвесной пробки внутри подвески.

При использовании подвески с цементированием проводится приведение в действие узла якоря подвески , выполняются технологические операции, связанные с цементированием и последовательное приведение в действие узла пакера подвески и разъединением транспортировочной колонны и хвостовика и подъемом транспортировочной колонны.

При использовании подвески без цементирования отсутствует технологическая операция по цементированию.

Выпускаются подвески типа ТОСПХУ для спуска обсадных колонн из труб по ГОСТ 632-80 и ТУ 14-161-163-96 с условным диаметром 102, 114 мм. В стадии испытаний подвеска с условным диаметром 127мм.

Давление срабатывания узлов подвески в каждом конкретно планируемом спуске хвостовика подбираются установкой срезных штифтов в зависимости от технологических процессов, происходящих.

Лекция 2. Оборудование эксплуатационной скважины. Конструкция скважины

количестве и диаметре обсадных колоннприменения различных буровых агентовХвостовик может как цементироватьсяЭксплуатационная скважинаЭксплуатационными скважинамиНагнетательными1 2, 4 — 3, 5 —

Вертикальный;
Наклонный с небольшим отклонением забоя от вертикали: состоит из вертикального, переходного и наклоннопрямолинейного участков.
Профиль С имеет вертикальный участок, участок набора зенитного угла, наклоннопрямоугольный участок, участок уменьшения зенитного угла;
Наклоннопрямолинейный участок отсутствует.

Скважина состоит из устьевого₂

Оборудование устья эксплуатационной скважины

пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудованияКонструкция колонной головки_раб_раб

Оборудование стволовой и фильтровой частей скважины

Временное сопротивление в МПа от 550 1100
Предел текучести в МПа от 320 950
Относительное удлинение в % от 18 12

неизвлекаемым относится стрелянный фильтр

Оборудование скважины для предупреждения открытого фонтанирования

₂₂Конструкции пакеров а- неизвлекаемый пакер (разбуриваемый), б – извлекаемый пакер.Пакер сложное гидроустройство имеет систему уплотнений, каналов, проточек, зон, пружин обеспечивающих его работоспособность.Самостоятельную группу составляют пакеры устанавлеиваемые в колонне с помощью кабельного адаптерного прибора. Электрический импульс подрывает заряд и за счет давления газа в спецкамере устанавливается пакер. Поднимается пакер с помощью специального инструмента. Для обеспечения надежности работы пакера обсадная труба в зоне его установки должна быть строго цилиндрична и очищена от отложений смол, абразива, цемента и т.д.При внутрискважинных ремонтах под давлением, клапан-отсекатель с пакером оснащают клапанами различных назначений.

Конструкции специальных клапанов

Циркуляционный служит для временного сообщения центрального прохода колонны с затрубным пространством при промывках забоя, обработке забоя хим. реагентами при аварийном глушении скважин.

Клапан устанавливается на колонне НКТ и извлекается вместе с ней.Управляется клапан смещением втулки вверх и вниз при котором совпадают или перекрываются отверстия а и б в корпусе и втулке.

Уравнительный клапан применяется для выравнивания давления со стороны запорного элемента скважинного прибора для его открытия или извлечения.

Состоит из корпуса (1), скобы (2) и пружинного клапана (3). Клапан открывается с помощью штанги опускаемой на проволоке или канате.

Приемный клапан используется для посадки пакера или других видов работ, когда требуется перекрыть проход колонны для создания в ней давления
Обратный клапан применяется для перекрытия прохода колонн при спуске подъеме их под давлением.
Глухие пробки применяются для герметизации прохода колонны в посадочном ниппеле по уплотняемой цилиндрической поверхности.

Посадочный ниппель – элемент сборки колонны для установки и фиксации скважинных аппаратов и приборов спускаемых на проволоке или канате.

Компоновка оборудования скважины комплексом устройствв сочетании с клапаном-отсекателем пласта.Схема компоновки оборудования1 — фонтанная арматура; 2 — ниппель для опрессовочного клапана; 3 — телескопическое соединение; 4 — ингибиторный клапан; 5 — циркуляционный клапан; 6 — циркуляционный механический клапан; 7 — разъединитель колонны; 8 — пакер; 9 — ниппель для клапана-отсекателя; 10 — клапан-отсекатель с замком; 11 — ниппель для приемного клапана; 12 — башмачный клапан.Промышленностью выпускаются комплексы подземного оборудования для управления скважинными отсекателями КУСА включающими наряду со скважинными приборами станцию управления двух модификаций с электро- и пневмоприводом на рабочие давленияе 35 МПа и 50МПа. Для обеспечения возможности ремонта скважин под давлением в комплексах скважинного оборудования применяются разъединители колонн.Элементы комплексов стандартизированы: регламентируются наружные и внутренние диаметры пакеров, якорей, размеры элементов клапана-отсекателя, всех клапанов, ниппелей, втулок.

Подвеска — обсадная колонна

Подвеска обсадных колонн: М — муфтовая, К клиновая.

После ОЗЦ устанавливается подвеска обсадной колонны ( комплект клиньев и уплотнительное устройство) и колонна сажается на клинья с натяжением.

Спуск и закрепление обсадной колонны во многом зависит от надежной подвески обсадной колонны в колонной головке. Конструкция колонной головки обусловлена размерами обсадных труб.

Конструкции призабойной части скважины с зацементированной эксплуатационной колонной.

После определения высоты подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной осуществляют подвеску обсадных колонн на устье и обвязку их между собой колонной головкой, герметизирующей затруб-ные пространства.

Двухфланцевые колонные головки, устанавливаемые на нижестоящую колонную головку, обеспечивают подвеску обсадной колонны на клиньях или муфте.

Это усилие может быть компенсировано тремя путями: увеличением запаса прочности обсадной колонны, подъездом цементного раствора за колонной до устья и автоматически регулированием подвески обсадной колонны на устье.

Колонная головка фирмы Камерон.

Колонные головки фирм Бреда и Камерон поставляются вместе с фонтанными арматурами. Подвеска обсадных колонн и их герметизация осуществляются специальным устройством, состоящим из четырех клиньев, не связанных между собой, опорного металлического кольца из двух половин, резинового уплотнителя и верхнего нажимного кольца. Обрезанную часть колонны герметизируют установкой уплотнительной втулки, в которой располагаются уплотнительное кольцо из асбеста, Г — образные уплотнения из витона и четыре металлических кольца. Подвеска насосно-компрессорной колонны состоит из корпуса, двух тефлоновых уплотнительных колец и опорной втулки.

Оборудование обвязки обсадных колонн типов ОКМ fa, OKK ( б и на давление 70МПа ( в.

Оборудование ( рис. 3.11, б) состоит из нижней 19, промежуточной средней 16 и промежуточной верхней 12 колонных головок. Подвеска обсадных колонн осуществляется с помощью клиньевых подвесок 2, 6 и 9, каждая из которых состоит из трех клиньев, устанавливаемых в конической расточке колонной головки.

Колонная головка фирмы Камерон.

Колонные головки фирм Бреда и Камерон поставляются вместе с фонтанными арматурами. Подвеска обсадных колонн и их герметизация осуществляются специальным устройством, состоящим из четырех клиньев, не связанных между собой, опорного металлического кольца из двух половин, резинового уплотнителя и верхнего нажимного кольца. Обрезанную часть колонны герметизируют установкой ушютнительной втулки, в которой располагаются уплотнительное кольцо из асбеста, Г — образные уплотнения из витона и четыре металлических кольца. Подвеска насосно-компрессорной колонны состоит из корпуса, двух тефлоновых уплотнительных колец и опорной втулки.

Разъединитель кулачковый типа РКЗ с гидравлическим затвором ( рис. 16.32) предназначен для спуска в скважину потайных обсадных колонн ( секций) и цементирования в сложных горно-геологических условиях с температурой на забое до 150 С. Конструкция разъединителя обеспечивает вращение обсадной колонны в процессе спуска и цементирования. Подвеска обсадной колонны осуществляется либо на цементный камень, либо с использованием специального устройства. Вращение обсадной колонны обеспечено наличием в конструкции разъединителя кулачков на стволе, связанном с бурильной колонной, заведенных в пазы, выполненные внутри корпуса-воронки, и соединенного с обсадной колонной. От преждевременного выхода кулачков из пазов разъединитель типа РКЗ предохраняется гидравлическим затвором, выполненным в виде герметичной кольцевой полости между воронкой и стволом, заполненной маслом, с радиальным каналом в стволе, герметично перекрытым полым срезным винтом.

Цементирование — хвостовик

Цементирование хвостовиков осуществляется двумя способами: с разделительной цементировочной пробкой и без нее.

Цементирование хвостовиков, а также нижних и промежуточных секций обсадных колонн, спускаемых в скважины на бурильных трубах, следует осуществлять с их глубинной подвеской и применением секционных продавочных пробок. Нижнюю секцию такой пробки подвешивают на калиброванных срезных штифтах в разъединительном устройстве, а верхнюю устанавливают в цементировочной головке и прокачивают по бурильным трубам.

Переводник для подвески обсадной колонны ( хвостовика на цементном камне.

Цементирование хвостовиков ( секций) возможно как с разделительной цементировочной пробкой, так и без нее. Первый способ наиболее совершенен.

Цементирование хвостовика принципиально не отличается от цементирования нижней секции обсадной колонны. После спуска секцию колонны ( хвостовик) подвешивают, затем вращением бурильных труб или их натяжением разъединяют муфту и ниппель разъединителя, убирают ведущую трубу в шурф, на верхнюю бурильную трубу навинчивают цементировочную головку.

Если цементирование хвостовика осуществляется с применением специальной муфты, то необходимо определить время падения и ара для открытия боковых отверстий.

Для цементирования хвостовиков и секций обсадных колонн применяют верхние двухсекционные пробки типа СП, состоящие из двух частей: нижней ( рис. 4.14 а б), подвешиваемой на срезных штифтах в обсадной колонне или на специальном патрубке, ввинченном в бурильную трубу, на которой подвешена секция ( хвостовик) колонны, и верхней ( рис. 4.14 в г), прокачиваемой по бурильной колонне.

Для цементирования 168-миллиметрового хвостовика длиной 751 м спущенного на 114 — и 141-миллиметровых бурильных трубах, было израсходовано 16т ферромарганцевого шлака.

Условия цементирования хвостовиков в БС столь разнообразны, что невозможно создать всеобъемлемую графо-аналитическую методику для всех возможных случаев. Поэтому приводится методика расчетов на примере двух наиболее распространенных конструкций скважин с БС ( рис. 5.2) с учетом проектируемых длин хвостовиков.

Порядок цементирования хвостовика сводится к следующему.

Схема цементирования хвостовика.

Успешность цементирования хвостовика прямо зависит от эффективности вытеснения бурового раствора цементным.

При цементировании хвостовиков и секций обсадных колонн, опускаемых на бурильных трубах, применяют верхние двухсекционные пробки ( СП), состоящие из двух частей: нижней, подвешиваемой на срезных калиброванных штифтах в обсадной трубе, ( соединенной с бурильной колонной, и верхней, размещаемой предварительно в цементировочной головке и прокачиваемой по бурильным трубам.

Основные размеры муфты для ступенчатого цементирования.

При цементировании хвостовиков и секций обсадных колонн применяют верхние двухсекционные пробки, состоящие из двух частей: нижней части, подвешиваемой на срезных калиброванных штифтах в обсадной трубе, соединенной с бурильной колонной, и верхней части, прокачиваемой по бурильным трубам.

Подвески обсадной колонны

Как правило, подвески обсадной колонны подразделяются на подвески клиньевого типа и шпиндельного типа. В свою очередь, подвески клиньевого типа подразделяются на подвески типа WD, типа C-21, типа С-22 и типа C-29. Данные устройства могут быть гибко настроены в соответствии с фактическими потребностями и конкретными условиями работы.

Тип WDПодвески данного типа работают при помощи клина и используются для нижнего соединения головки обсадной трубки. Устройства подходят для различных обсадных труб.

Тип C-21 Подвески данного типа могут быть разделены. Они управляются в ручную посредством резинового уплотнения и имеют манжету пакета H-типа для обеспечения надежной герметизации, когда обсадные трубы приостановлены или выключены. Они приспособлены для кондукторных обсадных колонн или колонн, используемых для возврата тампонажного раствора. Кроме того, подвески обсадной колонны C-21 применимы для различных последовательностей установки обсадных труб.

Тип C-22 Подвески данного типа имеют кольцевую форму и состоят из манжеты пакера, клина и поддерживающего хомута. Подвески данного типа являются съемными. После подвешивания обсадных труб, манжета пакера ниже клина автоматически уплотняет обсадные трубы под тяжестью обсадной колонны. Контроль силы трения максимально уменьшает отклонение обсадных труб. Кроме того, подвесные устройства очень экономичны и просты в установке.

Тип C-29 По сравнению с подвесными устройствами общего типа, подвески обсадных труб C-29 являются более технически-продвинутыми и обладают большей несущей способностью и обеспечивают меньшее отклонение корпуса трубы. Клин перемещается вниз Когда верхний ходе скольжение вниз и оказывает давление на манжету пакета, клин в нижнем положении автоматически приводит в соответствует и контролирует сжатие. Так как клин в нижнем положении не перемещается вместе с обсадной трубой, он не создает черезчур большого сжатия.

Область применения Данный продукт применяется для испытания под давлением обсадных труб в различной последовательности.

Основные параметры 1.Испытание под давлением проводится для определения различных значений давления: 80% давления против сжатия, рабочего давления. 2.Рабочая среда:бензин, природный газ, буровой раствор (включая H2SиCO2) 3.Рабочая температура: -46℃-121℃ (Сорт LU) 4.Стандартный уровень: PSL1-4 5.Уровень производительности: PR1-2

Параметры

Диаметр НКТ (дюймов)	Номинальный размер (дюймов)
9	11	13 5/8	16 3/4	20 3/4	21 1/4
5
5 1/2
6 5/8
7
7 5/8
8 5/8
9 5/8
10 3/4
11 3/4
12 3/4
13 3/8
16

Связанные понятияКлиньевывые уплотнительные подвески | Сборка обсадной колонны для скважины | Инструмент для строительства нефтяных скважин

ТЕХНОЛОГИЯ СТЫКОВКИ ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ КОЛОННЫ С ХВОСТОВИКОМ

Анализ эффективности стыковки колонн в зависимости от оснастки низа дополнительно колонны

Специалисты ЗАО «СКРС» освоили два варианта оснащения низа дополнительных колонн в процессе решения задачи по стыковке дополнительных колонн и хвостовиков (диаметром 102 и 114 мм), оборудованных подвесками типа ПХН, ПХЦ, ПХЗЦ при проведении РИР (см. «Технологическая схема проведения РИР по ликвидации негерметичности спуском дополнительной колонны на скважинах, оборудованных хвостовиками»). Освоенные варианты оснащения не создают препятствий для свободного прохождения технологических компоновок и приборов ГИС.

Технологическая схема проведения РИР по ликвидации негерметичности спуском дополнительной колонны на скважинах, оборудованных хвостовиками

Первый вариант применялся в 2007-2008 годах на скважинах с негерметичностью основной колонны. Стыковка колонн выполнялась с применением герметизирующего адаптера, изготовленного на БПО ЗАО «СКРС» (см. «Схема сборки низа дополнительной колонны. Вар. 1»).

Схема сборки низа дополнительной колонны

По второму варианту, который был применен в 2009 году, стыковка колонн выполнялась с применением центрирующего башмака изготовленного на БПО ЗАО «СКРС» (см. «Схема сборки низа дополнительной колонны. Вар. 2»).

По количеству технологических СПО оба варианта идентичны, различие состоит лишь в том, что в первом случае необходимо производить контрольный спуск для предварительной опрессовки адаптера, а во втором — устанавливать в хвостовике легко разбуриваемую мостовую пробку с целью предотвращения попадания цемента в зону фильтра или в интервал перфорации.

Недостаток второго варианта заключается в невозможности его применения на скважинах с негерметичным узлом подвески хвостовика. К достоинствам можно отнести простоту в изготовлении и от-сутствие необходимости в проведении дополнительных подготовительных технологических операций по достижению герметичности адаптера в случае отсутствия четкой информации об узле подвески или наличии деформаций в посадочном месте адаптера.

Технологическая оснастка обсадных колонн

Она представляет собой специальные приспособления и устройства, благодаря которым обсадные колонны, секции и потайные колонны погружаются в скважину.

К таким устройствам и приспособлениям относятся:

Башмачные направляющие пробки. Их установка осуществляется на нижней части обсадной колонны, во время погружения которой в скважину пробки играют роль направления. Если проигнорировать установку башмачной пробки или осуществить ее с нарушением технологии, то это может привести к нежелательным последствиям, заключающимся в загрязнении ствола скважины и закупорку нижней части колонны. Если это произойдет, то в дальнейшем колонну будет невозможно зацементировать. Для изготовления башмачных пробок может использоваться различный материал. На сегодняшний день применяются башмачные пробки из дерева, бетона и чугуна. Деревянные башмачные пробки, в свою очередь, могут быть крестообразными или точечными. Наиболее популярными выступают чугунные пробки.
Башмак. Имеет вид толстостенного короткого патрубка. Монтируется на первой трубе. Башмак имеет такой же наружный диаметр, как и муфта. Без башмака может смяться торец нижней трубы обсадной колонны во время ее погружения в скважину.
Обратные клапаны. Предотвращают самозаполнение обсадной колонны раствором во время ее погружения. Это способствует существенному сокращению нагрузки на вышку. Монтаж обратных клапанов осуществляется с четким соблюдением расстояния, которое составляет от 2 до 12 м от башмака.
Упорные стоп-кольца. Позволяют установить цементировочную пробку. Их толщина колеблется в пределах 10-20 мм. Материалом для их изготовления, главным образом, служит чугун.
Турбулизаторы. Используются при недостаточно хорошем центрировании колонны. Основной целью турбулизаторов является замена бурового раствора на цементный. Их конструкция представляет собой плотно закрепленный на обсадной трубе корпус с упругими лопастями.
Центрирующие фонари. Участвуют в процессе вытеснения бурового раствора. Применяется два вида данных фонарей – пружинные разборные и жесткие неразборные.
Скребки. С помощью их применения счищается со скважинных стенок глинистая корка во время погружения обсадной колонны, тем самым улучшая взаимодействие цементного раствора и породы. Местом установки скребков служат те же, что и для центрирующих фонарей.
Пакеры. В случае разделения нефтегазовых пластов от водоносных малыми пропластками глинистых включений, толщина которых колеблется в пределах 6-8 м, существует опасность их прорыва в результате воздействия разных давлений. Именно в таких местах устанавливаются пакеры.