Обоснование состава технологической оснастки и размещение ее элементов на обсадной колонне
В данном разделе обосновывается необходимость применения, тип, количество и места установки скребков, турбулизаторов, башмаков, обратных клапанов, разделительных пробок, центрирующих фонарей и других элементов оснастки. При этом учитывают профиль скважины, геологический разрез, результаты кавернометрии, а также опыт цементирования по ранее пробуренным скважинам.
Элементы оснастки обсадных колонн представляют комплекс устройств, применяемый для успешного спуска обсадных колонн и качественного цементирования скважин, надежного разобщения пластов и нормальной последующей эксплуатации скважин.
Башмак с направляющей насадкой предназначен для оборудования нижней части обсадной колонны с целью повышения ее проходимости по стволу скважины и предупреждения повреждения нижней трубы при посадках. Башмаки присоединяют к нижней части обсадной колонны на резьбе или сварке. Направляющие насадки в основном изготовляютизчугуна или бетона. В промежуточных колоннах при последующем углублении ствола их разбуривают. Для обсадных колонн диаметром 351 мм и более в ряде случаев применяют башмаки с фаской без металлических направляющих насадок с целью исключения работ по разбуриванию металла на забое.
Башмачный патрубок с отверстиями применяют в тех случаях, когда существует опасность забивания промывочных отверстий направляющей насадки.
Рисунок 6 - Башмак колонный БКМ-146
Характеристики башмаков представлены в таблице 15.
Таблица 15 - Технические характеристики башмаков обсадных колонн
Параметры | Шифр башмака | ||||
БКМ-140, БКМ-140 ОТТМ | БКМ-146, БКМ-146 ОТТМ | БКМ-168, БКМ-168 ОТТМ | БКМ-245, БКМ-245 ОТТМ | БКМ-324, БКМ-324 ОТТМ | |
Условный диаметр обсадных труб, мм | |||||
Наружный диаметр башмака, мм | |||||
Высота башмака, мм | |||||
Диаметр центрального отверстия, мм | |||||
Масса, кг |
Обратный клапан предназначен для предотвращения перетоков бурового или тампонажного раствора из заколонного пространства в обсадную колонну в процессе крепления скважины. Его монтируют в башмаке обсадной колонны или на 10-20 м выше него. Обратные клапаны изготовляют корпусными и бескорпусными. По виду запорного элемента они делятся на тарельчатые, шаровые и имеющие шарнирную заслонку.
По принципу действия различают три группы обратных клапанов:
а) исключающие перемещение жидкости из заколонного пространства в обсадную колонну при ее спуске в скважину;
б) обеспечивающие самозаполнение спускаемой обсадной колонны буровым раствором при определенном (задаваемом) перепаде давлений над клапаном и в заколонном пространстве, но исключающие возможность обратной циркуляции раствора;
в) обеспечивающие постоянное самозаполнение обсадной колонны раствором при спуске в скважину и позволяющие ее промывку методом обратной циркуляции, они включаются в работу после доставки запорного элемента клапана с поверхности в его корпус.
Если возможны нефтегазоводопроявления, но отсутствуют поглощения, то при креплении вертикальных и наклонно направленных скважин следует применять обратные клапаны соответственно первой и второй групп. При возможности поглощения и отсутствии проявления пластов целесообразно использовать клапаны третьей группы при креплении вертикальных и наклонно направленных скважин. Характеристики обратных клапанов представлены в таблице 16.
Таблица 16 – Технические характеристики обратных клапанов
Наименование параметров | Шифр клапана | |||||
ЦКОДМ-140 ЦКОДМ-140 ОТТМ; ЦКОДМ-140 ОТТГ | ЦКОДМ-140 ЦКОДМ-140 ОТТМ; ЦКОДМ-140 ОТТГ | ЦКОДМ-140 ЦКОДМ-140 ОТТМ; | ЦКОДМ-245, ЦКОДМ-245 ОТТМ | ЦКОДМ-324, ЦКОДМ-324 ОТТМ | КОДГ-146 | |
Максимальное рабочее давление, МПа | ||||||
Наружный диаметр D, мм | ||||||
Внутренний диаметр корпуса клапана D1 , мм | 118,7 | 124,7 | 144,1 | 124,7 | ||
Диаметр шара d, мм | ||||||
Высота клапана Н, мм | (395) | (395) | ||||
Масса клапана, кг | 17,8 (19,3) | 19,4 (21) | 24,4 |
Рисунок 7 - Клапан обратный дроссельный для горизонтальных скважин КОДГ: 1-корпус; 2-кольцо нажимное; 3-кольцо; 4-диафрагма; 5,6-набор разрезных шайб; 7-ограничитель; 8-пята; 9-дроссель; 10-пружина; 11-втулка; 12-упор; 13-кольцо уплотнительное; 14-шар
Рисунок 8 - Клапан обратный дроссельный модернизированный ЦКОДМ: 1-корпус;2-кольцо нажимное; 3-диафрагма;
4,5- набор разрезных шайб; 6-кольцо; 7-шар; 8-ограничитель; 9-пята; 10-пружина; 11-втулка; 12-упор
Головка цементировочная универсальная предназначена для обвязки устья при цементировании нефтяных и газовых скважин в одну и более ступеней с одновременным расхаживанием обсадных колонн, а также в случаях манжетного цементирования. Характеристика цементировочных головок представлена в таблице 17.
Таблица 17 - Технические характеристики цементировочных головок
Наименование показателей | ГЦУ-140 ГЦУ-146 | ГЦУ-168 | ГЦУ-178 | ГЦУ-245 |
Условный диаметр, мм | 140-146 | |||
Наибольшее рабочее давление, МПа | ||||
Внутренний диаметр головки, мм | ||||
Масса, кг |
Рисунок 9 - Головка цементировочная
Упорное кольцо (кольцо "стоп") предназначено для получения четкого сигнала об окончании процесса продавливания тампонажного раствора при цементировании скважины. Его изготовляют из серого чугуна и устанавливают в муфте обсадной колонны на расстояния 10-30 м от башмака.
Центраторы применяют для центрирования обсадной колонны в стволе скважины с целью равномерного заполнения кольцевого пространства тампонажным растворами качественного разобщения пластов. Кроме того, они облегчают процесс спуска обсадной колонны, уменьшая силу трения между обсадными трубами и стенками скважины, увеличивают степень вытеснения бурового раствора тампонажным, вследствие образования локальных завихрений восходящего потока раствора в зонах расположения центраторов, а также облегчают работу по подвеске хвостовиков и стыковке секций обсадных колонн в при центрировании их верхних концов.
Центраторы по конструкции делятся на разъемные и неразъемные, пружинные и жесткие, а по характеру закрепления пружинных планок - на сварные и разборные. Их обычно устанавливают в средней части каждой обсадной трубы, т.е. в местах наибольшего изгиба.
При креплении наклонно направленных скважин применение центраторов обязательно.
Число центраторов, их тип и место установки определяются в соответствии с [4-6, 12].
Рисунок 10 - Центратор типа ЦЦ
Основные параметры центраторов представлены в таблице 18.
Скребки используют для разрушения корки бурового раствора на стенках скважины при спуске обсадной колонны в процессе ее цементирования в целях получения прочного контакта цементного камня с горной породой. Проволочные скребки корончатого типа комплектуют упорным кольцом "стоп" с витым клином и устанавливают на обсадной колонне рядом с центратором, выше и ниже каждого из них. Допускаемая осевая нагрузка на ограничительное кольцо СК 1,18 тс. На рисунке 11 представлен скребок корончатого типа СК.
Таблица 18 – Основные технические параметры центраторов
Обозначение центратора | Наружный диаметр, мм | Внутренний диаметр, мм | Максимальная радиальная нагрузка, Н | Количество планок, шт | Масса, кг |
ЦЦ-140/191-216-1 | 9,0 | ||||
ЦЦ-146/216-1 | 9,2 | ||||
ЦЦ-168/216-245-1 | 10,5 | ||||
ЦЦ-245/295-320-1 | 15,0 | ||||
ЦЦ-2-140/216 | 8,0 | ||||
ЦЦ-2-146/216 | 8,4 | ||||
ЦЦ-2-168/216 | 9,9 | ||||
ЦЦ-4-245/295 | 14,2 | ||||
ЦЦ-4-273/320 | 15,2 | ||||
ЦЦ-4-324/394 | 18,7 | ||||
ЦЦ-4-340/445 | 20,3 |
Рисунок 11 - Скребок корончатый типа СК: 1-корпус; 2-штифт;
3-скребущие элементы; 4-накладки; 5-стопорные кольца; 6-клинья; 7-обсадная труба
Турбулизаторы предназначены для завихрения восходящего потока тампонажного раствора в затрубном пространстве при цементировании скважины. Их устанавливают на обсадной колонне в зонах расширения ствола скважины на расстоянии не более 3 м друг от друга. Лопасти турбулизаторов могут быть металлическими или резиновыми (резина покрывается двумя слоями кордной хлопчатобумажной ткани). Угол наклона лопастей турбулизатора типа ЦТ к его вертикальной оси 30; допустимая осевая нагрузка на корпус 1,18 тс. На рисунке 12 представлены центраторы – турбулизаторы с упругими (ЦТ) и жесткими (ЦТГ) лопастями.
Рисунок 12 - Центраторы-турбулизаторы с упругими (ЦТ) и жесткими (ЦТГ) лопастями; 1-накладки; 2-упругие лопасти; 3-корпус; 4-винтовой клин.
Муфты ступенчатого цементирования применяют для крепления скважин в тех случаях, когда возникает необходимость подъема тампонажного раствора на большую высоту (до 3000 м и более). При оснащении обсадных колонн указанными муфтами становится возможным цементирование скважин в две ступени как с разрывом во времени между ступенями, так и без него. В стволе скважин их рекомендуется устанавливать в интервалах устойчивых непроницаемых пород и на участках, где отсутствуют уширения, каверныилижелобообразования, а в наклонно направленных скважинах -также в вертикальной части ствола.
Параметры муфт для ступенчатого цементирования и пакеров представлены в таблице 19.
Основные технические данные пакеров типа ППГУ представлены в таблице 20.
Таблица 19 - Технические параметры муфт для ступенчатого цементирования и пакеров
Шифр изделия | Наружный диаметр, не более, мм | Внутренний диаметр, не менее, мм | Длина в рабочем положении, не более, мм |
МЦП-140М | |||
МЦП-146М | |||
МЦП-168М | |||
ППГУ-140 | |||
ППГУ-146 | |||
ППГУ-146 СМЦ 1Т | |||
ППГУ-146 СМЦ 1М | |||
ППГУ-146 СМЦ 2Т | |||
ППГУ-146 СМЦ 2М | |||
ППГУ-168 | |||
Примечание. В шифрах изделий: 140, 146, 168 – наружный диаметр обсадной колонны, на которой устанавливаются муфта и пакер; М - исполнение муфты специально для манжетного цементирования; СМЦ - исполнение пакера специально для манжетного и селективно-манжетного цементирования; 1,2 - количество секций рукавного уплотнительного элемента; Т, М - исполнение силового слоя рукавного уплотнительного элемента – соответственно, тканевый и металлический. |
Таблица 20 - Технические данные пакеров типа ППГУ
Наименование показателя | ППГУ-146 СМЦ 1Т | ППГУ-146 СМЦ 2Т | ППГУ-146 СМЦ 1М | ППГУ-146 СМЦ 2М |
Максимальный перепад давления между разобщенными зонами при номинальном коэффициенте пакеровки, МПа | 16,5 | 16,5 | ||
Избыточное давление в проходном канале при подготовки пакера срабатыванию, не менее МПа | ||||
Управляющее давление установки пакера, МПа | ||||
Перепад давления на редукционно-обратный клапан, обеспечивающий подачу жидкости под нижний уплотнительный элемент, не менее , МПа | ||||
Длина перекрываемой уплотнительным элементом пакера зоны, мм не более |
Продолжение таблицы 20
Расстояние от торца муфты пакера до его уплотнительного элемента, не более, мм | ||||
Максимальная рабочая температура, град С | ||||
Максимальное внутреннее избыточное давление на корпус пакера, МПа | ||||
Максимальное наружное избыточное давление на корпус пакера, МПа | ||||
Максимальная растягивающая осевая нагрузка на корпус пакера, кН | ||||
Диаметр проходного канала, мм | ||||
Наружный диаметр, мм | ||||
Длина в рабочем положении, мм | ||||
Масса , кг |
На рисунке 13 представлен пакер проходной гидравлический универсальный заколонный типа ППГУ. На рисунке 14 представлен пакер двухступенчатого и манжетного цементирования типа ПДМ. На рисунке 15 представлены пробки ПДМ.
1-присоединительный переводник; 2- стальная обойма; 3-рукав; 4-корпус уплотнительного узла; 5-стальная обойма; 6-клапан пакеровки-допакеровки; 7-уравнительный клапан; 8-предохранительныцй клапан; 9-корпус–патрубок; 10-втулка; 11-седло радиально-разжимное; 12-пробка полая срезная; 13-верхний присоединительный переводник |
Рисунок 13 - Пакер проходной гидравлический универсальный заколонный типа ППГУ:
1-корпус уплотнительного элемента; 2-уплотнительный элемент рукавного типа; 3-обжимные кольца; 4-корпус клапанного узла; 5-нижняя втулка; 6-кольцо; 7-уплотнительные кольца; 8-срезные винты; 9-втулка; 10-уплотнительные кольца; 11-срезные штифты; 12-верхняя втулка; 13-уплотнительное кольцо; 14-пружинный разрезной фиксатор; 15-штифты; 16-кольцо; 17-гильза; 18 – верхний переводник; 19- нижний переводник; 20 -уплотнительный сальник. Г – проходной канал; д – уравнительный канал; е – верхняя срезная втулка; ж – посадочное гнездо для нижней разделительной пробки; и – верхняя втулка |
Рисунок 14 - Пакер двухступенчатого и манжетного цементирования типа ПДМ:
Технические характеристики пакеров типа ПДМ приведены в таблице 21. Состав пакера типа ПДМ приведен в таблице 22.
Таблица 21 - Технические характеристики пакеров типа ПДМ
Наименование показателей | Величина | ||||||||||
ПДМ140 | ПДМ140-1 ПДМ140-3 | ПДМ140-2 | ПДМ146 | ПДМ146-1 ПДМ146-2 | ПДМ168-1 | ПДМ168-2 | ПДМ168-3 | ПДМ178-1 | ПДМ178-2 | ||
Условный диаметр колонны, мм | |||||||||||
Наружный диаметр пакера, мм | |||||||||||
Диаметр проходного канала, мм | |||||||||||
Рабочая длина уплотнительного элемента, мм | |||||||||||
Длина пакера, мм | |||||||||||
Масса , кг | |||||||||||
Присоединительная резьба по ГОСТ 632-80 | ОТТМ-140 | ОТТМ-140 | ОТТМ-140 | ОТТМ-146 | ОТТМ-146 | ОТТМ-168 | ОТТМ-168 | ОТТМ-168 | ОТТМ-178 | ОТТМ-178 | |
Рукав уплотнительный ТУ 38 1052023-92 | РУП 142 РУПТ142 | РУП СП Т 147 РУП СП 147 | РУП147 РУП Т147 | РУПСПТ 147 РУПСП 147 | РУП 168 РУП Т 168 | РУП162 РУП Т 162 | РУПСПТ168 РУП СП168 | РУПСПТ175 РУП СП175 | РУПСПТ178 РУП СП178 | ||
Максимальный перепад давления на уплотнительных элементах, МПа | 17,5 | 17,5 | 17,5 | 17,5 | |||||||
Окончание таблицы 21
Давление пакеровки, МПа, | Минимальное-8, максимальное -10 | |||||||||
Максимальный расход жидкости через пакер, л/с | ||||||||||
Максимальная рабочая температура, 0С | ||||||||||
Максимальное наружное давление на корпус, МПа | ||||||||||
Максимальное внутреннее давление, МПа | ||||||||||
Максимальная грузоподъемность, кН |
По требованию заказчика допускается использовать рукава резино-троссовые соответствующих размеров (ГАТЕ 286-85) фирмы «Таурус» Венгерская республика.
Таблица 22 - Состав пакера типа ПДМ
Наименование составной части | Обозначение составной части | |||||||||
ПДМ 140 ПДМ 140-1 | ПДМ 140-2 | ПДМ 140-3 | ПДМ 146 | ПДМ 146-1 | ПДМ 146-2 | ПДМ 168-1 | ПДМ 168-2, ПДМ 168-3 | ПДМ 178-1, ПДМ 178-2 | Кол-во шт. | |
Заглушка | ПДМ.030 | ПДМ.030 | ПДМ.030 | ПДМ.030-01 | ПДМ.030-01 | ПДМ.030-01 | ПДМ.168.030 | ПДМ.168.030 | ПДМ.168.030-01 | |
Заглушка | ПДМ.040 | ПДМ.040 | ПДМ.040 | ПДМ.040-01 | ПДМ.040-01 | ПДМ.040-01 | ПДМ.168.040 | ПДМ.168.040 | ПДМ.168.040-01 | |
Пробка | ПДМ.050 | ПДМ.050 | ПДМ.050 | ПДМ.050 | ПДМ.050 | ПДМ.050 | ПДМ.168.050 | ПДМ.168.050 | ПДМ.168.050 | |
Пробка | ПДМ.060 | ПДМ.060 | ПДМ.060 | ПДМ.060 | ПДМ.168.060 | ПДМ.168.060 | ПДМ.168.060 | |||
Пробка | ПДМ.070 | ПДМ.070 | ПДМ.070 | ПДМ.070 | ПДМ.168.070 | ПДМ.168.070 | ПДМ168.070 | |||
Пробка | ПДМ.070-01 | ПДМ.070-01 | ПДМ.070-01 | ПДМ.070-01 | ПДМ.168.070-01 | ПДМ.168.070-01 | ПДМ.168.070-01 | |||
Пробка | ПДМ.070-02 | ПДМ.070-02 | ||||||||
Патрубок | ПДМ.080 | ПДМ.080-02 | ПДМ.080-01 | ПДМ.080-03 | ПДМ.168.080 | ПДМ.168.080-01 | ПДМ.168.080-03 | |||
Пробка | ПДМ.090 | ПДМ.090 | ПДМ.090-01 | ПДМ.090-01 | ПДМ168.090 | ПДМ168.090 | ПДМ.168.090-01 | |||
Патрубок | ПДМ.043 | ПДМ.043-01 | ПДМ.043 | ПДМ.043-02 | ПДМ.043-03 | ПДМ.043-03 | ПДМ168.043 | ПДМ168.043-01 | ПДМ168.043-03 |
Рисунок 15 - Разновидности ПДМ: а - пробка ПДМ.050; б- пробка ПДМ.060; в- пробка ПДМ.070; г- пробка дополнительная ПДМ.070-01; д- пробка дополнительная ПДМ.070-02;е- пробка проточная ПДМ.090-01; ж- патрубок ПДМ.080
Таблица 23 - Характеристики пробок ПДМ
Обозначение | Условный диаметр, мм | D, мм | D1, мм | D2, мм | L, мм |
ПДМ.050 | 140, 146 | ||||
ПДМ.168.050 | 168, 178 | ||||
ПДМ.060 | 140, 146 | ||||
ПДМ.168.060 | 168, 178 | ||||
ПДМ.070 | 140, 146 | ||||
ПДМ.168.070 | 168,178 | ||||
ПДМ.070-01 | 140, 146 | ||||
ПДМ.168.070-01 | 168, 178 | ||||
ПДМ.070-02 | 140, 146 | ||||
ПДМ.168.070-02 | 168, 178 | ||||
ПДМ.090. | |||||
ПДМ.090-01 | |||||
ПДМ.168.090. | |||||
ПДМ.168.090-01 | |||||
ПДМ.080 | ОТТМ-140 | ||||
ПДМ.080-01 | ОТТМ-146 | ||||
ПДМ.080-02 | ОТТМ-140 | ||||
ПДМ.080-03 | ОТТМ-146 | ||||
ПДМ168.080 | ОТТМ-168 | ||||
ПДМ168.080-01 | ОТТМ-168 | ||||
ПДМ168.080-03 | ОТТМ-178 |
Разъединители хвостовиков и секций обсадных колонн предназначены для безопасного спуска на бурильных трубах и для цементирования потайных колонн (хвостовиков) или секций обсадных колонн и последующего отсоединения от них бурильных труб. Разъединители делятся на резьбовые (левая резьба) и безрезьбовые, к которым относятся кулачковые, замковые и штифтовые разъединители. Разъединители оснащены внутренним пакерующим узлом для обеспечения циркуляции жидкости через башмак потайной колонны или секции обсадной колонны после отсоединения обсадных труб от бурильных в разъединителе и цементирования их. Наличие секционной разъединительной пробки в разъединителях позволяет в процессе цементирования потайных колонн и секций обсадных колонн разобщать тампонажный раствор и продавочную жидкость.
Подвесные устройства применяют для подвешивания хвостовиков или секции обсадных колонн в стволе скважины с целью предотвращения их изгиба от действия собственного веса. Глубинную подвеску потайных колонн и секций обсадных колонн при креплении скважин производят тремя способами: на цементном камне, клиньях и опорной поверхности. Потайные колонны и секции обсадных колонн можно подвешивать на цементном камне в обсаженной и необсаженной частях ствола без ограничений их длины, глубины скважины и кольцевых зазоров, но при обязательном подъеме тампонажного раствора на всю длину цементируемой колонны.
Дата добавления: 2016-09-26; просмотров: 3965;