ОБВЯЗКА УСТЬЯ СКВАЖИНЫ ДЛЯ ИСПЫТАНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ
Для нормального проведения испытания продуктивных горизонтов и обеспечения последующей их эксплуатации без осложнений обвязка устья скважины должна предусматривать:
а )возможность контроля давления, закачки в скважину глинистого раствора и герметизации межколонного пространства;
б) жесткое закрепление устьевой части эксплуатационной колонны при наличии растягивающей нагрузки.
В промысловой практике до сих пор применяют установку цементных сальников различной длины между эксплуатационной и промежуточной колоннами, а также полную герметизацию межколонного пространства, осуществляемую приваркой полуколец из листового железа. Указанные способы оборудования устья могут способствовать значительному повышению давлений, что может вызвать образование грифонов или прорыв, герметизирующего устройства и открытое проявление через, межколонное пространство.
Таким образом, эти способы герметизации затрубного пространства недопустимы. Кроме того, широко практикуется приварка так называемых ложных муфт, что также недопустимо^ так как часты случаи пропусков нефти и газа в процессе эксплуатации скважин черЪз некачественные сварные швы.
Правильную обвязку устья скважины осуществляют установкой колонных головок различных типов. Для глубоких скважин АзИНМАШ разработал клиновую колонную головку КГК-600, которую устанавливают на устье скважины без разгрузки колонны. Колонная головка рассчитана на пробное давление 600 ат.
На Кубани прошли промышленные испытания несколько конструкций колонных головок, предложенных работниками
б. Краснодарнефти. В результате испытаний, проводившихся
на протяжении последних 5 лет, были разработаны и приняты в основном две конструкции головок, которыми и оборудуют все скважины. Изготовление этих головок несложное и может быть осуществлено в промысловых мастерских.
Колонную головку конструкции Базлова, Волик, Марннченко (рис. 5) устанавливают на устье скважин с максимальным рабочим давлением 150—160 ат при незацементированной части
|
Рис. 5. Колонная головка конструкции Базлова, Волика, Ма — ринченко. |
колонны до 500—800 м.
Указанная колонная головка состоит из корпуса и патрубка. Корпус имеет отвод с внутренним диаметром 50 мм для установки задвижки или заглушки. Нижняя часть корпуса имеет резьбу под муфту кондуктора или муфту промежуточной колонны, верхняя часть корпуса —внутреннюю коническую выточку. Патрубок в верхней части оборудован фланцем с уплотнительным кольцом под фланец фонтанной арматуры. Нижняя часть патрубка имеет конус под коническую выточку корпуса. На внутренней поверхности патрубка нарезана трубная цилиндрическая резьба под натяжной патрубок.
Порядок установки колонной головки этого типа следующий.
|
1 — корпус; 2 — патрубок; 3 — фланец; 4 — уплотнительное кольцо; 5—натяжной патрубок эксплуатационной колонны; 6 — резьба трубы цилиндрическая; 7—техническая колонна; 8 — фонтанная арматура. |
В муфту кондуктора или промежуточной колонны завинчивают корпус, крепят его и приваривают корпус к муфте. На натяжной патрубок, представляющий отрезок обсадной трубы диаметром, равным диаметру эксплуатационной колонны, навинчивают верхнюю часть колонной головки — патрубок. Затем нижний конец натяжного патрубка завинчивают в муфту эксплуатационной колонны и крепят. При помощи талевой системы. дато^ эксплуатационной колонне желаемую натяжку и подгоняют по резьбе патрубок так, чтобы его конец вошел в коническую выточку корпуса. После этой операции снимают натяжку на колонну, и конус патрубка плотно садится в конусную выточку корпуса. Газорезкой натяжной патрубок обрезают качественными электродами и приваривают к патрубку. Устанавливают фонтанную арматуру и колонную головку с арматурой спрессовывают на необходимое давление. .
Колонная головка ККГС-250 конструкции инж. Маринченко (рис. 6) предназначена для скважин с рабочим давлением до 250 ат. Состоит она из корпуса колонного фланца с двумя отводами; колонного фланца; четырех клиньев; корпуса катушки, оборудованного нижним фланцем с кольцевым уплотнением; верхнего фланца с кольцевым уплотнением под фланец фонтанной арматуры.
|
Рис. 6. Колонная головка ККГС-250 конструкции инж. Маринченко. / — корпус колонного фланца; 2— колонный фланец; 3 — клинья; 4 — отводы; 5 — кольцевое уплотнение нижнего фланца; 5 — корпус катушки; 7 — нижний фланец; 8 — верхний фланец; 9 — кольцевое уплотнение верхнего фланца; /0—техническая колонна; // — эксплуатационная колонна; 12 — фонтанная арматура. |
Порядок установки головки ККГС-250 ‘Следующий. После спуска и цементировки технической колонны отвинчивают ее верхнюю муфту, взамен которой ма колонну навинчивают корпус колонного фланца. Диаметр колонного фланца, число и расположение дыр выполнены в соответствии с — размерами фланца крестовины превентера. Таким образом, устье скважины может быть оборудовано превентера ми по принятой схеме. Во время последующего бурения отводы закрыты заглушками. —
После окончания бурения, спуска и цементировки эксплуатационной колонны превентеры приподнимают на высоту, необходимую для закладки клиньев. Колонну разгружают, при этом клинья скользят по конической выточке колонного фланца и зажимают эксплуатационную колонну. Отвинчивают или обрезают муфту эксплуатационной колонны. Устанавливают и крепят корпус катушки к корпусу колонного фланца. Затем колонну обрезают, а конец ее приваривают к корпусу катушки электродами типа Э42. После установки фонтанной арматуры колонную головку опрессовывают на необходимое давление’.
* *
*
Одним из средств, обеспечивающих более надежную уста. новку оборудования и его нормальную эксплуатацию, является использование крупноблочных оснований.
Рис. 7. Типовая схема расположения бурового оборудования и обвязки буровых насосов, применяемая в глубоком бурении на промыслах Краснодарского края.
1 — емкость под раствор для заполнения скважины; 2 — емкость иод химреагенты и нефть; 3 — гидросмеситель; 4 — сито-конвейер; 5 приемные емкости;
6 — сливная емкость под химреагент; 7 — штурвальная будка; 8— линия — выкид от катушки-превентера; #—земляные амбары.
■ На промыслах Краснодарского края после длительных испытаний различных конструкций крупноблочных оснований для бурения скважин в осложненных условиях применяют следующие крупные блоки.
1. Вышка, лебедка, ротор и силовой привод — основание конструкции Краснодарского РМЗ.
2. Насосная группа — основание из комплекта трехопорного блока.
|
Рис. 8. Схема расположения оборудования при бурении скважин до 3500 м в осложненных условиях Туркменнефти. / — емкость для замера воды; 2—вибросита; 3 — емкость для химреагента; 4 — емкость для нефти; 5—емкости для глинистого раствора; € — глиномешалки; 7—самотечные емкости. |
2. Обеспечивает надежную установку бурового и силового оборудования, что гарантирует бесперебойную его работу.
3. Схема обвязки насосов обеспечивает выполнение всех — необходимых в процессе бурения работ: утяжеление раствора,
его дегазацию через гидросмеситель, пополнение раствора из запаса, борьбу с проявлениями и т. д.
При необходимости проходки скважин в более осложненных условиях указанную схему необходимо дополнить вторым очистным устройством, вторым желобом для разделения глинистого раствора, поступающего из скважины, от раствора, утяжеленного в гидросмесителе, и третьим насосом, установленным на отдельном основании. •
В Туркмении при бурении скважин раствором удельным весом до 2,2 г/см[1] применяют схему расположения оборудования и обвязки насосов, приведенную на рис. 8. Эта схема в осложненных условиях бурения зарекомендовала себя надежной и работоспособной.