Устройства и приспособления для оснащения обсадных колонн
Оборудование низа обсадной колонны.В конструкцию низа обсадных колонн входят: башмачная направляющая пробка, башмак или короткий патрубок с боковыми отверстиями, обратные клапаны, упорное кольцо, кольца жесткости и турбулизаторы. Для эксплуатационных и промежуточных колонн в комплект оборудования их низа включаются также центрирующие фонари и скребки.
Башмачная направляющая пробка крепится к башмаку обсадной колонны и служит направлением при ее спуске. При отсутствии направляющей пробки башмак колонны срезает со стенок скважины глинистую корку и породу. В результате сильно загрязняется ствол скважины, закупоривается нижняя часть колонны, и последнюю нередко приходится поднимать из скважины из-за образования патронных сальников или невозможности продавить промывочную жидкость.
Применяют несколько типов направляющих пробок: деревянные, бетонные и чугунные (рис. 10.3).
Деревянные пробки бывают двух видов: крестообразные, изготовляемые из 8... 10 см сосновых досок на гвоздях; точеные — из дерева крепких пород (дуба, ясеня и др.). Деревянные пробки плотно загоняют в башмак колонны и замачивают для более прочного соединения с ним. Крестообразные пробки из-за недостаточной прочности и ряда конструктивных недостатков можно применять только при спуске кондукторов диаметром 377 мм и выше на небольшую глубину.
а б в г
Рис. 10.3. Башмачные направляющие пробки: а — деревянная; б — бетонная; в — чугунная; г — стальная «паук»; 7 — башмак
Бетонные пробки отливают в специальной форме, смесь прочно прихватывается к башмаку. Такие пробки легко разбуриваются. Широкое применение нашли чугунные пробки. Они имеют одно центральное и два боковых отверстия. В башмаке они крепятся на резьбе. Чугунные пробки обладают высокой механической прочностью и в то же время сравнительно легко разбуриваются.
В некоторых случаях при спуске эксплуатационных колонн или хвостовиков вместо башмака с направляющей пробкой обсадная колонна заканчивается «пауком».
Башмак колонны устанавливается на первой трубе для предупреждения смятия торца нижней трубы обсадной колонны при спуске в скважину и представляет собой толстую короткую (0,5 м) трубу. Наружный диаметр башмака равен диаметру муфты, а внутренний — внутреннему диаметру обсадной трубы.
При спуске обсадных колонн секциями на первой трубе второй и последующих секций вместо башмака устанавливается патрубок с боковыми отверстиями для пропуска бурового и цементного растворов.
Обратные клапаны выполняют следующие функции:
предотвращают самозаполнение обсадной колонны буровым раствором при спуске ее в скважину, что в конечном счете уменьшает нагрузку на вышку;
препятствуют обратному перетоку цементного раствора, из кольцевого пространства в обсадную колонну.
Наиболее распространен и прост тарельчатый клапан (рис. 10.4), который состоит из седла клапана 3, ввинчиваемого в муфту, тарелки 4, стержня 1 и пружины 2. Пружину затягивают при помощи гайки и контргайки.
Используются также шаровые и дроссельные обратные клапаны (рис. 10.5). Обратные клапаны устанавливаются на расстоянии
2...12 м от башмака. При спуске обсадных колонн значительной длины или хвостовиков (первых секций при секционном спуске) устанавливаются два обратных клапана на расстоянии 8... 12 м друг от друга. В скважинах с возможными газопроявлениями обратные клапаны устанавливают вне зависимости от глубины спуска колонны во избежание газового выброса через колонну в процессе ее спуска и цементирования. Обратный клапан перед спуском в скважину спрессовывают на давление, в 1,5 раза превышающее его рабочее давление.
Рис. 10.4. Тарельчатый клапан: 1 — стержень; 2 — пружина; 3 — седло клапана; 4 — тарелка |
Так как обсадную колонну с обратным клапаном спускают порожней, то периодически (через 100...200 м) следует доливать ее буровым раствором. Если этого не делать, наружное давление может достигнуть критической величины, угрожающей или смятию колонны, или прорыву обратного клапана.
Упорное кольцо (кольцо «стоп») устанавливается для четкого
фиксирования окончания процесса цементирования над обратным клапаном (на расстоянии 6... 12 м). При спуске колонн на муфтовых соединениях упорное кольцо устанавливается в специальной удлиненной муфте, а в случае применения сварных колонн — ввинчивается в резьбу, нарезанную внутри обсадной трубы на расстоянии 30...40 мм от ее торца.
Упорное кольцо изготавливается из чугуна в виде шайбы толщиной 12... 15 мм; диаметр отверстия делается на 60... 75 мм меньше наружного. В некоторых случаях упорное кольцо имеет не одно отверстие, а два или четыре.
Кольца жесткости рекомендуется устанавливать на кондукторы и промежуточные колонны. Для усиления нижней части обсадной колонны и повышения прочности соединения на нижние 4...5 труб одеваются короткие (100...200 мм) патрубки и закрепляются под соединительными муфтами и над ними электросваркой. Изготавливаются они, обычно, из обсадных труб последующего за данной обсадной колонной размера или из предохранительных колец для ниппелей обсадных труб.
Турбулизаторы способствуют лучшему замещению бурового раствора цементным. Турбулизатор состоит из корпуса, неподвижно закрепляемого на обсадной трубе, с упругими (обыч-
но резиновыми) лопастями, наклоненными под углом 30...50° к образующей оси. Лопасти изменяют направление восходящего потока промывочной жидкости и цементного раствора, способствуют образованию местных вихрей и разрушению структуры в застойных зонах. Турбулизаторы целесообразно устанавливать в интервалах недостаточно хорошего центрирования колонны со сложной конфигурацией сечения ствола скважины, а также на участках с не очень большими кавернами.
Центрирующие фонари (центрахоры) значительно улучшают вытеснение бурового раствора. Если обсадная колонна не отцентрирована в скважине, то цементный раствор не вытесняет буровой по всей площади кольца, а оставляет застойные зоны бурового раствора. Центрирующий фонарь (центратор) представляет собой устройство, центрирующее обсадную колонну в скважине, способствуя, таким образом, образованию более равномерного цементного кольца вокруг колонны.
Применяют центрирующие фонари (центраторы) двух видов: пружинные разборные и жесткие неразборные. Наибольшее применение в нашей стране нашли пружинные центраторы (рис. 10.6).
Фонарь (центратор) этой конструкции состоит из двух колец 2, к которым электросваркой приварено пять или шесть специально изогнутых планок 4, изготовленных из рессорной стали. Фонарь свободно надевается на обсадную трубу 7 и удерживается на ней упорным кольцом 5, которое устанавливают между кольцами фонаря 2, и через имеющиеся в теле три-четыре отверстия 3 приваривают электросваркой к обсадной трубе.
Рис. 10.5. Обратный дроссельный клапан типа ЦКОД-140-1 конструкции ВНИИКРнефть: 1 — корпус; 2 — нажимное кольцо; 3 — разрезная шайба; 4 — резиновая диафрагма; 5 — упорное кольцо; 6 — шар; 7 — ограничитель; 8 — эластичная мембрана; 9 — дроссель |
Наружный диаметр фонаря должен быть на 50 мм больше диаметра долота, которым бурили скважину. Если скважина имеет кривизну до 3° и не имеет каверн, допускается применение фонарей, диаметром меньше диаметра долота, но не более чем на 30 мм. Число фонарей на спускаемой обсадной колонне в каждом конкретном случае определяют мощностью интервала, в котором необходимо надеж-
Рис. 10.8. Пакер типа ППГ конструкции ВНИИБТ: / — корпус; 2 — резинотканевый уплотнитель; 3 — обжимной стакан; 4 — патрубок; 5 — дифференциальная втулка; 6 — перепускная манжета; 7 — защитная втулка; 8 — штифт; 9 — переводник; А — кольцевая полость; Б — каналы; В — отверстия |
Рис. 10.6. Центрирующий фонарь (центратор) конструкции ГрозНИИ: 1 — обсадная труба; 2 — кольцо; 3 — отверстия для сварки; 4 — планки; 5 — упорное кольцо |
но разобщить пласты. Но следует иметь в виду, что должно быть не менее двух направляющих фонаря над продуктивным горизонтом и столько же под ним. Размещать фонари следует равномерно в местах, где каверно-грамма показывает отсутствие увеличения ствола скважины.
Скребки (рис. 10.7) применяют для удаления со стенок скважины фильтрационной гли-
нистой корки при спуске обсадной колонны. Их устанавливают на тех же участках обсадной колонны, что и центрирующие фонари (центраторы). Наибольший эффект получается при совместном применении скребков и центраторов.
Пакеры, устанавливаемые на обсадной колонне.В целом ряде случаев устройств и приспособлений для оснащения низа обсадной колонны, рассмотренных выше, оказывается недостаточно для получения качественной изоляции нефтегазоносных пластов от водоносных. Если они разделены небольшими (не более 6... 8 м) про-пластками, то оставшиеся в зоне этих пропластков непрочные глинистые включения (корка, пленка, пристенный увлажненный слой глинистой породы) могут быть прорваны под действием перепада давления. Кроме того, при наличии в смежных зонах значительной по толщине фильтрационной корки на стенке скважины уменьшается жесткость связи колонны с горными породами и может нарушаться целостность малой цементной перемычки под действием даже небольших ударных нагрузок, вызываемых перфорацией эксплуатационной колонны (условия некоторых месторождений Тюменской области).
Для обеспечения надежного крепления скважины в указанных выше интервалах используется избирательный метод изоляции пластов. Суть этого метода заключается в том, что обсадная
Рис. 10.7. Скребок |
колонна в этих интервалах дополнительно к перечисленным выше устройствам и приспособлениям оснащается пакера-ми или специальным инструментом, обеспечивающим ее надежное крепление в этом интервале. Наиболее радикальным средством улучшения изоляции пластов в строго заданных интервалах заколонного пространства скважины является приме-
нение заколонных пакеров. ВНИИБТ последовательно разработаны заколонные проходные пакеры типа ППГ, ПК и ГГП.
В качестве примера рассмотрим пакер типа ППГ (рис. 10.8). На обсадной колонне может быть установлено любое необходимое число этих пакеров. Пакеры после срабатывания не перекрывают проходного канала обсадной колонны и не сужают его. Пакер типа ППГ состоит из двух основных узлов: рукавного уплотнителя и клапанного узла.
Рукавный уплотнитель состоит из корпуса/и резинотканевого уплотнительного элемента рукавного типа 2 с обжимными стаканами 3. В теле корпуса выполнены каналы Б для подачи жидкости в кольцевую (рабочую) полость А между корпусом и уплотнительным элементом.
Клапанный узел включает в себя корпус 1 патрубок 4, в котором установлены дифференциальная втулка 5 и дополнительные элементы: сменный срезной винт, пружинный фиксатор, резиновая перепускная манжета 6 одностороннего действия, защитная втулка 7 со срезными полыми штифтами 8. Пакер присоединяют к обсадной колонне с помощью переводника 9.
Пакер срабатывает следующим образом. При прохождении цементировочной пробки через пакер срезаются штифты 8, установленные в защитной втулке 7, образуя канал для передачи давления из полости обсадной колонны на дифференциальную втулку 5. Таким образом, клапанный узел подготавливается к срабатыванию. При создании в обсадной колонне заданного давления после окончания продавки тампонажной смеси срезается винт из алюминиевого сплава, соединяющий дифференциальную втулку 5 с корпусом клапанного узла, и втулка 5 перемещается вверх (прямой ход).
Перемещением дифференциальной втулки 5 обеспечивается соединение кольцевой полости А рукавного уплотнителя через каналы Б и радиальные отверстия В с полостью обсадной колонны. Жидкость из обсадной колонны отгибает манжету б клапанного узла, поступает в полость уплотнительного
рукава и происходит запакеровка затрубного пространства. Затем избыточное давление в цементировочной головке снижают. При этом на манжету 6 клапанного узла начинает действовать избыточное давление со стороны рукавного уплотнителя. В результате дифференциальная втулка 5 возвращается в исходное положение (обратный ход). Пружинным фиксатором дифференциальная втулка 5 жестко закрепляется в конечном положении.
Рис. 10.10. Схема подвески секции колонн на воронке хвостовика: 1 — эксплуатационная колонна; 2 — верхняя часть специальной муфты хвостовика; 3 — клинья; 4 — нижняя часть специальной муфты эксплуатационной колон ны; 5 — верхняя часть специаль ной муфты; 6 — направляющая пробка; 7 — промежуточная ко лонна; 8 — соединительный пат рубок верхней секции |
Рис. 10.9. Устройство для спуска колонн секциями:
а — соединение первой секции с бурильными трубами; б — соединение двух секций; 1 — обсадная труба; 2 — специальная муфта; 3 — переводник с левой резьбой; 4 — верхняя часть специальной муфты; 5 — переводник на бурильные трубы; 6 —-предохранительная втулка; 7 — бурильная труба; 8 — уплотнительная муфта; 9 — башмачный патрубок; 10 — направляющая пробка
Оборудование верхней части обсадной колонны.В зависимости от способа спуска обсадных колонн в скважину верхняя часть колонны оканчивается следующими устройствами или приспособлениями:
для спуска колонн секциями или хвостовиков;
подвески секций или хвостовиков.
При секционном спуске промежуточных и эксплуатационных колонн можно применять различные устройства, обеспечивающие требуемую герметичность сочленения секций (рис. 10.9).
Во избежание деформации от собственной массы секций обсадных колонн или хвостовиков после их разгрузки на забой, напряжений кручения при отвороте колонны бурильных труб и создания необходимой устойчивости колонны ее следует подвешивать либо на цементный камень, либо на нижнюю часть предыдущей колонны или воронку предыдущего хвостовика. Для выполнения этих задач используются различные устройства, устанавливаемые в верхней части опускаемой колонны.
В качестве примера рассмотрим устройство для подвески секции на воронке предыдущего хвостовика (рис. 10.10). При наличии в конструкции скважины хвостовика нижней секции эксплуатационной колонны подвеска осуществляется на его воронке. Для этого используется специальная муфта (см. рис. 10.9) с дополнительным включением трех клиньев, закрепляемых под углом 120° друг к другу в нижней части специальной муфты. Размер этих клиньев на 10... 12 мм больше диаметра уплотнительной муфты, необходимой для возможного соединения предыдущего хвостовика с верхней его частью.
Подвеска может осуществляться перед цементированием секции и после цементирования. Наличие трех каналов между воронкой хвостовика и нижней частью специальной муфты эксплуатационной колонны позволяет вести промывку скважины в процессе цементирования в подвешенном состоянии нижней секции эксплуатационной колонны.
Дата добавления: 2015-06-27; просмотров: 4011;