Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

В конструкцию низа обсадных колонн входят башмачная на­правляющая пробка, башмак или короткий патрубок с боковыми отверстиями, обратные клапаны, упорное кольцо, кольца жест­кости и турбул и заторы. 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, кото­рую 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. М.2).

Деревянные пробки бывают двух видов: крестообразные, изготавливаемые из 8— IО-сантиметровых сосновых досок на гвоз­дях; точеные, изготавливаемые из дерева крепких пород (дуба, ясеня и др.). Деревянные пробки плотно загоняют в башмак ко­лонны и замачивают для более прочного соединения с башмаком.

Крестообразные пробки из-за недостаточной прочности и ряда конструктивных недостатков можно применять только при спуске кондукторов диаметром 377 мм и более на небольшую глубину.

Бетонные пробки отливают в специальной форме, смесь прочно прихватывается к башмаку. Такие пробки легко разбури­ваются.

Широкое применение нашли чугунные про б к и. 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 ^роткую (длиной 0,5 м) трубу. Наружный диаметр башмака равей диаметру муфты; 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, вытесненного в кольцевое пространство в обсадную ко­лонну.

Наиболее распространен и прост та­рельчатый клапан (рис. 11.3), который состоит из седла клапана 3, ввинчива — емого в муфту; тарелки 4; стержня / и пружины 2. Пружина затягивается при по­мощи гайки и контргайки.

Обратные клапаны устанавливаются на : расстоянии от 2 до 12 м от башмака. При спуске обсадных колонн значительной длины или хвостовиков (первых секций

Рис. 11.3. Тарельчатый клапан: {

1 — стержень; 2 — пружина; 3 — седло клапана; , 4 — тарелка 11

при секционном спуске) устанавливаются два обратных клапана на расстоянии 8… 12 м друг от яруга. В скважинах с возможными газопроявлениями обратные клапаны устанавливают независимо от глубины спуска колонны во избежание газового выброса через колонну в процессе ее спуска и цементирования. Обратный кла­пан перед спуском в скважину опрессовывают на давление, в 1,5 раза превышающее его рабочее давление.

Так как обсадную колонну с обратным клапаном спускают порожней, то периодически (через 100…200 м) следует доли­вать колонну буровым раствором. Если этого не делать, то на­ружное давление может достигнуть критического значения, уг­рожающего 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 при применении 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 диаметра. 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 надеваются короткие (длиной 100…200 мм) патрубки и закрепляются под и над соединительными муфтами 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 (обычно резино­выми) лопастями, наклоненными под углом 30…50° к образу­ющей. 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 (центраторы) значительно улучшают вы­яснение 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 образованию более равномерного цементного кольца вокруг колонны.

Применяют центрирующие фонари (центраторы) двух видов: пружинные разборные и жесткие неразборные. Наибольшее при­менение в России нашли пружинные центраторы.

Центрирующий фонарь (центратор) этой конструкции (рис. 11.4) состоит из двух колец 2, к которым электросваркой прива­рены пять или шесть специально изогнутых планок 4, изготов­ленных из рессорной стали. Фонарь свободно надевается на обсад­ную трубу / и удерживается на ней упорным кольцом 5, которое устанавливают между кольцами 2 фонаря, и через имеющиеся в теле три-четыре отверстия 3 приваривают электросваркой к об­садной трубе.

Наружный диаметр фонаря должен быть на ^0 мм больше диа­метра долота, которым бурили скважину. Если скважина имеет кривизну до 3° и не имеет каверн, то допускается применение фонарей 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 надежно разобщить пласты. 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 кавернограмма показывает отсутствие увеличения ствола скважины.

Рис. 11.4. Центрирующий фонарь (центратор) конструкции ГрозНИИ:

Скребки (рис. 11.5) применяют для удаления со стенок скважи­ны фильтрационной, глинистой корки при спуске обсадной ко­лонны. Их устанавливают на тех же участках обсадной колонны,

/ — обсадная труба; 2 — кольцо; 3 — отверстия для сварки; 4 — планки; 5 — упорное кольцо

Рис. 11.6. 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

что и центрирующие фонари (центраторы).

Наибольший эффект получается при совме­стном применении скребков и центраторов.

В ряде случаев устройств и приспособле­ний для оснащения низа обсадной колонны оказывается недостаточно для качественной изоляции нефтегазоносных пластов от водо­носных. Если они разделены небольшими (не более 6…8 м) пропластками, 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 ряда 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 ко­лонна в этих интервалах дополнительно к перечисленным выше устройствам и приспособлениям оснащается пакерами или спец — инструментом, обеспечивающим ее надежное крепление в этом интервале. Наиболее радикальным средством улучшения изоляции пластов в строго заданных интервалах заколонного пространства скважины является применение заколонных пакеров. ВНИИБТ последовательно разработаны заколонные проходные пакеры типа ППГ (рис. 11.6), ПК и ГГП.

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 включает в себя корпус / и резинотка­невый уплотнительный элемент 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 /, 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 врезается винт из алюминиевого сплава, соединяющий дифференциальную втулку 5 с корпусом клапанного узла, и дифференциальная 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 резиновую перепуск­ную манжету 6 клапанного узла и поступает в полость уплотни­тельного рукава; происходит запакеровка затрубного простран­ства. Затем избыточное давление в цементировочной головке сни­жают. При этом на перепускную 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.

В зависимости от способа спуска обсадных колонн в скважину верхняя часть колонны оканчивается различными 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. 11.7).

Во избежание деформации от собственного веса секций обсад­ных колонн или хвостовиков после их разфузки на забой, напря­жений кручения при отвороте колонны бурильных труб и созда­ния необходимой устойчивости колонны ее следует подвеши

Рис. 11.8. Схема подвески секции колонн на воронке предыдущего хвостовика:

Рис. 11.7. Устройство для спуска колонн секциями:

а — соединение первой секции с бу­рильными трубами; б — соединение двух секций; 1 — бурильная труба; 2 — предохранительная втулка; 3 — пере­водник на бурильные трубы; 4 — верх­няя часть специальной муфты; 5 — пе­реводник с левой резьбой; 6 — специ­альная муфта; 7— обсадная труба; 8 — уплотнительная муфта; 9 — башмач­ный патрубок; 10 — направляющая пробка

1 — эксплуатационная колонна: 2 — верхняя часть специальной муфты хвос­товика; 3 — клинья; 4 — нижняя часть специальной муфты эксплуатационной колонны; 5 — верхняя часть специаль­ной муфты; 6 — направляющая пробка;

7 — промежуточная колонна; 8 — со­единительный патрубок верхней секции

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.

На рис. 11.8 представлена схема подвески секции колонн на воронке предыдущего хвостовика. При наличии в конструкции скважины хвостовика нижней секции эксплуатационной колон­ны подвеска осуществляется на его воронке.

Подвеска может осуществляться перед цементированием сек­ции, и после ее 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.

Комментарии запрещены.