Глава 5

ПОДГОТОВКА СТВОЛА СКВАЖИНЫ,

ОБОРУДОВАНИЕ И СПУСК

ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

5.1. ПОДГОТОВКА СТВОЛА СКВАЖИНЫ

5.1.1. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К КАЧЕСТВУ ОЧИСТКИ СТВОЛА И БУРОВОМУ РАСТВОРУ

От степени очистки ствола скважины зависит качество ра­ зобщения пластов. Наличие в стволе зон, где скапливается бу­ ровой шлам, ведет к образованию в этих местах каналов, вдоль которых возможны в дальнейшем затрубные перетоки.

Обломки породы могут оседать в различных желобах, кавер­ нах, образуя в этих местах высоковязкие малоподвижные пас­ ты из бурового раствора, особенно в случае разбуривания гли­ нистых пород. Если в процессе бурения наличие таких скопле­ ний и не вызывает особых осложнений, то их следует считать основными причинами различных газонефтепроявлений и прежде всего в интервалах, где рядом располагаются пласты с различными давлениями.

Перед спуском обсадной колонны ствол скважины необхо­ димо промывать высококачественным буровым раствором, удовлетворяющим основным требованиям теории промывки. Для обеспечения возможности увеличения расхода жидкости проработку ствола скважины перед спуском колонны следует вести роторным способом.

Промывка скважины должна производиться только буровым раствором, тщательно очищенным от выбуренной породы. Мед­ ленное вращение инструмента в процессе промывки во всех случаях облегчает очистку ствола.

5.1.2. ОСОБЕННОСТИ ПРОМЫВКИ СТВОЛА ПРИ СПУСКЕ И ПОСЛЕ СПУСКА ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Как бы хорошо ни был промыт ствол скважины, в процессе подъема инструмента, а также при последующем спуске обсад­ ной колонны происходит некоторое разрушение стенок сква­ жины, особенно при наличии в открытом интервале слабоус­ тойчивых пород. Большое количество шлама также может вы­ тесняться пружинными центраторами из каверн. Наличие вы­ ступов на обсадной колонне в виде муфт при спуске создает воз­ можность механического воздействия на стенки скважины в местах прижатия труб. При этом происходит срез глинистых корок, разрушение выступающих участков ствола при наличии каверн и округление острых углов на желобах в точках касания а (рис. 5.1), после чего колонна начинает соприкасаться со стенками скважины по линии Ьс.

Для рассмотрения наибольший интерес представляют уча­ стки перегибов ствола, где на колонну постоянно действуют прижимающие усилия. Если на этих участках имеются желоба,

Рис. 5.1. Характер расположения обсадной ко­ лонны на участке скважины с желобом (пунктирная линия соответствует положению колонны в конце спуска)

Рис. 5.2. Характер образования забойных зов после спуска колонны

что связано обычно с низкой прочностью пород, то по мере пе­ ремещения вниз обсадная колонна постепенно притирается к желобу и внедряется в него. При этом часть обломков породы попадает внутрь желоба и загрязняет его. Другая часть оказы­ вается защемленной в зоне Ье9где смешивается с буровым рас­ твором и образует пасту повышенной вязкости. Чем продолжи­ тельнее воздействие усилия, чем больше его значение и чем больше муфт пройдет через данное сечение скважины, тем больше будет поверхность касания обсадной колонны по участ­ ку Ъс.

На рис. 5.2 сплошными линиями показано положение колон­ ны в начальный период спуска и пунктирными - в конечный. Вход в полость желоба и выход из него перекрываются, что весьма нежелательно из-за невозможности заполнения желоба цементным раствором. Наличие муфт на колонне способствует скоплению снизу около них наиболее крупных частиц породы и создает реальную возможность образования небольших сальни­ ков со стороны прижатого к стенке участка муфты.

В процессе спуска обсадной колонны не исключена возмож­ ность значительного засорения каверн и желобов осыпающейся породой. При эксцентричном расположении колонны в скважи­ не и особенно при малых зазорах фактически невозможно до­ биться качественной очистки ствола от шлама и глинистой кор­ ки только лишь путем интенсификации промывки.

5.1.3. ОСОБЕННОСТИ ПРОМЫВКИ СТВОЛА ПЕРЕД ЦЕМЕНТИРОВАНИЕМ В ИСКРИВЛЕННЫХ СКВАЖИНАХ

В искривленных скважинах частицы выбуренной породы под действием сил тяжести стремятся опуститься на нижнюю стенку. Если угол наклона участка ствола к вертикали а, то си­ ла, толкающая частицу весом G к стенке, определится как

Однако если с ростом угла наклона значение поперечной со­ ставляющей силы Gy возрастает, то одновременно продольная составляющая веса QX = Gcosa уменьшается. Следовательно, если в вертикальной скважине энергия потока направляется на перемещение частиц в жидкости только вдоль ствола, то в на­ клонном Участке помимо этого возникает проблема исключения выпадении частиц на нижнюю стенку ствола. Средняя скорость потока дли перемещения частиц в наклонном стволе при струк­ турном режиме течения должна быть в 5-10 раз больше скоро­

значение скоростей для исключения выпадения частиц малых размеров довольно высокое; намного труднее в рассматривае­ мых условиях исключить выпадение на стенку более мелких частиц, чем крупных. Чем больше размер зазора, тем выше должна быть скорость потока v^.

Что касается оседания частиц в структурном потоке, то из зависимости (5.2) следует, что значение ищ, еще меньше, чем при течении вязкой жидкости, т.е. условия в наклонном стволе для транспорта частиц в структурном потоке лучше. Что каса­ ется движения частиц плоской формы, то, если условие не со­ блюдается, они будут хотя и медленно, но приближаться к нижней стенке скважины и скапливаться на ней, слипаясь при благоприятных условиях.

На рис. 5.4, I показана динамика перемещения единичной

Рис. 5.3. Зависимость величины Ппр ,см /с

частицы шлама округлой формы из неустойчивого положения а над трубой в устойчивое а' под трубу, расположенную концентрично. Точки a, &, с, d, с', а' отражают положение частиц через равные промежутки времени. Перемещение происходит под действием неуравновешенной составляющей силы тяжести

GB.

На рис. 5.4, II представлена траектория движения частицы (а, &, с, d, ё) в затрубном пространстве при эксцентричном по­ ложении труб. В этом случае частицы стремятся занять устой­ чивое положение в самой низкой части щели. Таким образом, у нижней стенки ствола в наклонном участке скважины постоян­ но повышается концентрация частиц породы, что вызывает рост вязкости жидкости в этих частях потока и замедляет здесь течение. Наличие в кольцевом зазоре центраторов, турбулизаторов, скребков будет вести к разрушению ядра потока и обра­ зованию вихрей, а в ряде случаев способствовать возникнове­ нию ранней турбулизации. Это может обусловить выпадение частиц из потока на стенки. Следовательно, поток должен обла­ дать достаточной силой, чтобы перемещать частицы различной формы по нижней стенке ствола в условиях турбулентного те­ чения.

Чтобы установить расчетную формулу для определения средней скорости потока, при которой достигается качествен­ ная очистка наклонного ствола, были проведены эксперименты на специальной установке. В наклонном стволе были проведены опыты нескольких серий. Изучались закономерности падения частиц при отцентрированных трубках без потока и в нем. Кро­ ме того, исследовался вынос частиц потоком при свободном рас­ положении трубок с их вращением и без него. В качестве шлама использовались те же частицы, что и в вертикальном стволе. Всего было выполнено около 2500 опытов. В процессе опытов ствол был отклонен от вертикали на 12°. Опыты, проведенные в наклонном стволе при отсутствии потока, когда трубки были отцентрированы, показали, что падение частиц происходит по тому же закону, что и при аналогичных условиях в вертикаль­ ном стволе (рис. 5.5), т.е. закономерности падения описываются тем же уровнем. Иначе говоря, наклон ствола скважины на 12* не оказывал влияния на значение скорости падения частицы в

покоящейся жидкости v°. Однако форма кривой К в /(5) для наклонного ствола при исследовании в потоке несколько изме­ нилась по сравнению с аналогичной кривой для вертикального ствола. Значение К для частиц со значением 5 > 0,8 остается почти одинаковым с изменением 8. По-видимому, это связано с

Некоторый рост величи­ ны К в наклонном стволе по сравнению с вертикальным объясняется большим под­ клинивающим эффектом ча­ стиц в серповидной щели. Степень подклинивания бу­ дет определяться параметром d, / (DCKBda).

На рис. 5.6 представлены

зависимости W - & - ] для шариков и плоских частиц с S :

= 0,253. Для сферических и плоских частиц с 5 — 0,253 эти за­ висимости описываются следующими выражениями:

Учитывая, что сферические частицы шлама при бурении встречаются редко, можно принять для практических расчетов

некоторую зависимость К = п — ^ — , среднюю между (5.6) и

\ D CK* - d B )

(5.7), например

пригодную для частиц различной формы.

В наклонном стволе также изучалось влияние вращения тру­ бок на скорость выноса частиц. Исследования в потоке при от­ центрированных трубках, так же, как и исследования в верти­ кальном стволе, не позволяли установить влияние вращения трубок на скорость выноса частиц, несмотря на большой диапа­ зон изменения угловых скоростей <о. Это относится как к сфе­ рическим, так и к плоским частицам. Однако при свободном

зоо

Значение гидравлических потерь в кольцевом пространстве Арк приблизительно может быть найдено по формуле Дарси - Вейсбаха:

Подставив выражение (5.9) в формулу (5.10), получим

(5.11)

т2 - 1 )

Выталкивающая сила F, действующая на колонну с обрат­ ным клапаном в процессе ее перемещений, может быть найдена с учетом выражения (5.11) из зависимости

Если обсадная колонна заполнена жидкостью более легкой, чем за колонной, т.е. уж> уж9 это обусловливает возникновение

сил плавучести JРа, которые можно определить как

где 7 ж » 7 ж ~ плотность жидкости за колонной и внутри нее. Кроме того, наличие в кольцевом пространстве муфт также

способствует увеличению гидравлических сопротивлений до значений Api, а следовательно, в процессе промывки возрастает выталкивающая сила FA.

Дополнительное значение давления Др', обусловленное на­ личием муфт, может быть найдено в первом приближении с по­ мощью формулы Бордо с поправкой

\2

/

где 1СЛ- средняя длина труб в колонне; 1^ - наружный радиус муфты; (?Л- объемный расход жидкости в кольцевом зазоре с учетом движения труб,

(5.15)

После подстановки выражения (5.15) в формулу (5.14) с учетом уравнения (5.11) можно определить уточненную вели­ чину F:

Более эффективный способ снижения нагрузки на талевую систему - продавка цементного раствора жидкостью с пони­ женной плотностью, хотя это также требует применения более мощных цементировочных агрегатов и оборудования. Значение уменьшения веса 1 м обсадных труб можно определить из зави­ симости (5.13):

— =f(&yjdr)9где dT= 2R19 показывающие эффективность дан-

LT

ного способа. Если максимальное значение F связано с макси­ мальным значением расхода жидкостей, то значение Fh будет максимальным после закачки полного объема продавочной жидкости.

5.1.5. ОПЕРАЦИИ ПЕРЕД СПУСКОМ ОБСАДНЫХ КОЛОНН И ЦЕМЕНТИРОВАНИЕМ

ОБЩИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРОМЫВКЕ СКВАЖИН

1.Промыть скважины следует буровым раствором с мини­ мально возможными в рассматриваемом районе вязкостью, ди­ намическим и статическим напряжениями сдвига.

2.Высокое качество бурового раствора при подготовке ствола достигается грубой очисткой виброситами и тонкой - гидроцик­ лонами и др. Эго предотвращает образование в скважине тол­ стых корок с включениями шлама и обеспечивает качество бу­ рового раствора.

3.Для лучшей очистки ствола, особенно его кавернозных интервалов, промывку следует вести, установив в нижней части бурильной колонны долото с турбобуром очень малой мощности (удалив, например, из стандартного до 70 % ступеней), при низкой частоте вращения бурильных труб. Эффективность очи­ стки в зоне долота зависит от кинетической энергии вращающе­ гося потока.

4.В процессе промывки ствола рекомендуется периодичес­ кая максимально возможная разгрузка инструмента на забой с последующим приподъемом. Это способствует дроблению крупных кусков горной породы в стволе скважины и облегчает их удаление.

5.Рекомендуемый режимом промывки - турбулентный.

6.Режим и производительность промывки определяются ее параметрами, текучестью, а также размером и формой частиц породы. Поскольку размер и форма кольцевого пространства скважины переменные, создаются условия для возбуждения турбулентных зон в определенных участках ствола (особенно при вращении труб) при числах Рейнольдса ниже критических (1100-1200). В условиях турбулентного течения падение час­ тиц породы происходит быстрее, чем при структурном режиме обтекания, и рассчитывать промывку следует исходя из зави­ симостей, построенных на основе уравнения Риттингера.

7.Контролировать промывку следует по изменению концен­ трации шлама в промывочной жидкости. Постепенное умень­ шение концентрации и ее стабилизация характеризуют оконча­ ние промывки. Если по истечении расчетного времени концент­ рация шлама не уменьшается, промывку необходимо прекра­ тить, поскольку это свидетельствует об осыпании пород и обра­ зовании каверн. В таком случае статическое напряжение сдвига промывочной жидкости после прекращения циркуляции и из­ влечения труб в вертикальной скважине должно обеспечивать удержание шлама во взвешенном состоянии.

ПРОМЫВКА СКВАЖИН, ОСЛОЖНЕННЫХ ОСЫПЯМИ, КАВЕРНАМИ ИЖЕЛОБАМИ, ПЕРЕД СПУСКОМ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Определение подачи и продолжительности промывки. На бу­ рильную колонну перед последним долблением устанавливают не менее двух шламоуловителей, один из которых расположен в призабойной зоне, а другой - в средней части бурильной колон­ ны.

Извлеченный шлам промывается водой и рассеивается на почвенных ситах по фракциям. Затем несколько частиц фрак­ ции крупного шлама помещается в мерный цилиндр с водой, и по общему объему вытесненной жидкости V к числу частиц п определяется средний объем одной частицы:

Vp' — V/n.

Расчетный диаметр частиц шлама определяется исходя из объема частиц базисной фракции, который максимально при­ ближается к Vp = 0,065 (DcdT)8.

Определяются параметры частиц базисной фракции

5= ------3 ------,

0,523(dccp)3

минимальная скорость потока» при которой частицы расчет­ ного значения будут находиться в потоке во взвешенном состоя­ нии

и>ш1п = K uw4;

расход жидкости, соответствующий w^

коэффициент, учитывающий неравномерность распределе­ ния скоростей по сечению потока и размеры частиц,

. D. j

Если в расчетах К показывается меньше единицы, то он при­ нимается равным единице.

При значениях Q < Q^ полной очистки ствола происходить не будет, даже при очень длительной промывке. При любых значениях Q > через промежуток времени t0 ствол будет качественно промыт.

Определяют продолжительность промывки скважины t09 за­ давшись средней скоростью потока w >

Если задаться t09то можно решить, пользуясь зависимостью (5.22), обратную задачу, т.е. определить сначала скорость (ш - wmjn) подъема наиболее трудновыносимых частиц породы, затем - необходимую среднюю скорость потока, а потом с по­ мощью выражения (5.20) найти необходимую подачу насосов.

Однако значения Q ограничиваются технической характери­ стикой оборудования (шланги, насосы и др.) на буровой и нали­ чием зон поглощения, т.е. при выборе Q необходимо соблюдать условие < Q < ©доп. Желательно, чтобы режим течения при выбранном Q был турбулентным.

Режим течения жидкости в кольцевом пространстве при найденном Q определяется по обобщенному критерию

R e*= - pu>(Dc-dT)

л 1+ тоФс-<*т) 6шг|

Если Re < 1600, то режим течения структурный или пере­ ходный.

нойL0 - Lx; wn - максимальная скорость осаждения в покоящей­ ся жидкости частиц горной породы в скважине.

Максимальную скорость падения имеют частицы размером

^0,6(1^!-и ;^ )

Общая продолжительность промывки t02в ^про +

Если *oi > ^02» рекомендуется осуществлять промывку со ступенчатым изменением подачи.

В случае, когда в скважине глубиной L0 кавернозный интер­ вал средним диаметром А 1 находится на глубине Lx и выше, подача может быть увеличена до значений (?доп > Qm\n, т.е. требо­ вания качественной очистки кавернозного интервала будут обеспечены. Поскольку промывка ствола диаметром Dc в интер­ вале L0 - Lx может вестись лишь при Q ^ i > (?*„*> > Qmin Щ>и про­ мывке этого интервала каверны в достаточной мере промывать­ ся не будут.

По зависимости (5.23) определяют продолжительность про­ мывки интервала L0 - LXf затем продолжительность промывки

ПРОМЫВКА СКВАЖИН В ПРОЦЕССЕ СПУСКА ИПОСЛЕ СПУСКА ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Промывка в процессе и после спуска обсадной колонны обя­ зательна, поскольку обеспечивает высокую степень очистки кольцевого зазора от обломков горной породы. Своевременное удаление этих обломков из ствола скважины значительно сни­

жает возможность гидроразрывов и поглощений в процессе спуска и цементирования, повышает качество изоляции затрубного пространства.

Число промежуточных промывок определяется для каждого района индивидуально, в зависимости от геолого-технических условий.

Выбор подачи и продолжительности промывки производится согласно описанной выше методике. Продолжительность каж­ дой промывки определяется из условия полного выноса шлама на поверхность.

Выбор режима промывок при спуске хвостовиков аналогичен выбору режима при спуске обсадных колонн, а количество про­ мывок определяется их числом при спуске долота для подго­ товки интервала к установке хвостовиков, но не менее двух.

Первая промывка производится для выравнивания парамет­ ров бурового раствора при достижении башмаком хвостовика башмака предыдущей колонны. Промежуточные промывки должны обеспечить полное удаление шлама из открытого ин­ тервала ствола в полость предыдущей колонны.

Продолжительность последней (после спуска хвостовика) промывки определяется необходимостью полного выноса шла­ ма из скважины.

Время промывки после установки секций колонны в обса­ женной скважине выбирается из необходимости обеспечения выравнивания параметров бурового раствора.

ПРОМЫВКА СКВАЖИН С УСТОЙЧИВЫМИ СТЕНКАМИ

Если ствол скважины устойчив, то промывка должна рас­ считываться исходя из максимально возможных размеров час­ тиц породы, образующихся на забое при бурении.

В этом случае расчетный диаметр частиц должен опреде­ ляться из зависимости

где h2 - шаг зубьев венцов долота, образующих рейку на забое; Bt —ширина площади затупления зубьев; 1Я—длина зубьев, об­ разующих рейку.

5.2. ТЕХНОЛОГИЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН

ОБСАДНЫМИ КОЛОННАМИ

5.2.1. СПОСОБЫ СПУСКА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

Обсадную колонну составляют из труб на муфтовых, безмуфтовых резьбовых или сварных соединениях и спускают в скважину в один прием от устья до забоя или отдельными сек­ циями с разрывом во времени крепления ствола.

Способ спуска колонн и порядок спуска секций зависят от ге­ ологических, технических и технологических условий провод­ ки скважины:

назначения обсадной колонны; глубины спуска;

конфигурации ствола скважины в интервале спуска преды­ дущей колонны и объема работ в ней;

техники и технологии бурения в обсаженной скважине до спуска проектируемой колонны;

давления высоконапорных горизонтов и градиента гидро­ разрыва пластов, перекрываемых колонной;

гидравлической мощности бурового оборудования, ограни­ чивающей возможности углубления скважин на больших глу­ бинах при значительных гидравлических потерях в циркуля­ ционной системе.

Спуск обсадной колонны в один прием от устья до забоя скважин используется при следующих условиях:

а) для крепления скважин, стволы которых достаточно ус­ тойчивы и не осложняются в течение 3 -4 сут при оставлении их без промывки, т.е. за время, необходимое для производства комплекса работ от последней промывки до окончания спуска обсадной колонны;

б) при общей массе обсадной колонны, не превышающей грузоподъемности бурового оборудования, вышки, талевой сис­ темы;

в) при наличии ассортимента обсадных труб по маркам стали и толщинам стенок, соответствующих данным прочного расчета обсадной колонны;

г) при креплении стволов скважин кондукторами и эксплуа­ тационными колоннами.

При разработке конструкций глубоких скважин должны ис­ пользоваться безмуфтовые резьбовые или сварные обсадные колонны, которые позволяют усовершенствовать конструкции многоколонных скважин, осуществлять крепление стволов при

отечественной и зарубежной литературы, а также изучение промысловых материалов показывают, что не существует еди­ ного подхода к выбору техники и технологии подготовки сква­ жин к креплению. В связи с этим в нефтяных районах со сход­ ными геологическими условиями применяют неоправданно большое число различных компоновок низа бурильного инст­ румента. Так, в объединении “Грознефть” при подготовке ство­ ла применяют последовательно пять компоновок, на что требу­ ется до трех недель. В скважине 81 Эльдорадо, например, при подготовке интервала 1523-3363 м под спуск 273-мм обсадной колонны были использованы последовательно следующие ком­ поновки низа бурильной колонны:

долото - УБТ 178x10 м - расширитель - УБТ 178x26 м - бу­ рильные трубы:

долото расширитель - УБТ 178x30 м - бурильные трубы; долото расширитель - УБТ 178x10 м - расширитель - УБТ

178x25 м - бурильные трубы;

долото расширитель - УБТ 178x36 м - бурильные трубы; долото - расширитель - расширитель - расширитель УБТ

178x36 м - бурильные трубы.

Б Краснодарском крае в скв. 7 Ставропольская при подготов­ ке интервала 955-1650 м под спуск 219-мм колонны были при­ менены для проработки и шаблонирования три компоновки:

долото - УБТ 203x10 м - центратор - УБТ 203x60 м - бу­ рильные трубы;

долото - центратор - УБТ 203x10 м - центратор - УБТ 203x60 м - бурильные трубы;

долото - центратор - УБТ 203x10 м - центратор - УБТ 203x20 м - центратор - УБТ 203x105 м - бурильные трубы.

Затрата времени на подготовку ствола составила 6 сут. Две-три компоновки применяют при подготовке скважин к

спуску обсадных колонн в Ставропольском крае.

Однако несмотря на длительность проработок и сложность применяемых компоновок аварии и случаи ликвидации сква­ жин, связанные с недопуском обсадных колонн, еще имеются. По этой причине в Краснодарском крае была ликвидирована скв. 540 Ново-Дмитриевская. Многочисленные недоспуски об­ садных колонн встречаются в Чечне, Ингушетии, Азербайд­ жане и др.

Сравнительно низкая эффективность подготовки скважин к спуску обсадных колонн объясняется отсутствием требований к стволу, а также к технике и технологии подготовительных ра­ бот в процессе его бурения. Чтобы исключить эти недостатки, необходимо обосновать требования к компоновкам низа буриль­

где D - диаметр ствола скважины.

Рекомендуемые диаметры утяжеленных бурильных труб, установленных над долотом при бурении или подготовке сква­ жин к спуску обсадных труб, приведены в табл. 5.3. Как видно из данных, в ряде случаев под обсадные колонны диаметрами 351, 377 и 426 мм необходимо применять УБТ с наружными диаметрами больше максимальных для выпускаемых промыш­ ленностью. Отсутствие УБТ диаметрами больше 299 мм, а так­ же ограниченное в практике бурения применение УБТ диамет­ ром 299 мм являются одними из причин недопуска промежу­ точных обсадных колонн при креплении скважин. В опреде­ ленных условиях причиной недопуска обсадных колонн может

стать и чрезмерная интенсивность пространственного искрив­ ления скважины. В интервалах ствола, характеризующихся большой интенсивностью искривления могут возникать при­ жимающие силы и силы сопротивления, способные остановить движение обсадной колонны вниз. Значения интенсивности пространственного искривления скважин, вычисленные для наиболее сложных условий крепления (D - d = 0, sina = 0,4) и принятые в дальнейшем для расчета компоновок низа буриль­ ного инструмента, представлены ниже.

Диаметры обсадных

Максимальная интенсивность искривления скважины, кото­ рая может отмечаться во время бурения, при прочих равных условиях определяется длиной УБТ, установленных над доло­ том. Зависимость между длиной используемых УБТ и возмож­ ной максимальной интенсивностью искривления скважины оп­ ределена следующим образом.

Максимальное поперечное смещение ствола при образовании уступа на участке, равном длине УБТ, установленных над до­ лотом,

Л = 0,5(2) - dyte).

Кроме того, смещение ствола на той же длине при плавном искривлении скважины

где А - поперечное смещение ствола скважины относительно его оси; 1Х- длина УБТ, установленных над долотом; i —интен­ сивность искривления, градус/10 м.

Зависимости (5.25) —(5.32) используют для расчета необхо­ димых диаметров и длин УБТ, устанавливаемых над долотом. При расчете компоновок низа инструмента, предназначенных для проработки и шаблонирования уже пробуренного ствола, значения допустимой интенсивности искривления скважины принимают в соответствии с приведенными выше данными.

Необходимо также, чтобы жесткость применяемых УБТ бы­ ла равна или несколько превышала жесткость труб обсадной

колонны, под которую готовится ствол скважины. Результаты расчетов, представленные в виде графиков (рис. 5.10), позво­ ляют выбирать необходимые компоновки для подготовки сква­ жины к спуску обсадных колонн экспрессным методом.

В ряде случаев для обеспечения проходимости обсадной ко­ лонны в компоновках бурильного инструмента требуется при­ менять УБТ большого диаметра и нестандартные УБТ. При от­ сутствии УБТ требуемых диаметров следует:

применять центраторы и расширители заданных диаметров, устанавливая их над долотом последовательно на расстоянии друг от друга, определяемом расчетом;

использовать составные наддолотные маховики, изготовляе­ мые в мастерских бурового предприятия из стандартных УБТ диаметром 203 или 178 мм и обсадных труб требуемого диамет­ ра и длины.

Общий вид наддолотного маховика показан на рис. 5.11. Раз­ работаны и испытаны и другие конструкции наддолотных ма­ ховиков-калибраторов, которые позволяют совместить процесс подготовки стволов с бурением скважины, что исключает необ­ ходимость подготовки ствола жесткими компоновками перед спуском обсадных колонн. При использовании этих маховиков необходимо, чтобы жесткость корпуса применяемых центрато­ ров и суммарная жесткость УБТ и обсадной трубы составного маховика были не меньше жесткости труб обсадной колонны, под которую готовят ствол скважины.

Подбор компоновок для подготовки скважин к спуску обсад­ ных колонн осуществляют в такой последовательности.

По графикам (см. рис. 5.10) или с помощью формул (5.25) - (5.32) и табл. 5.3 определяют диаметр и длину УБТ, устанавли­ ваемых непосредственно над долотом на участке 1Х, или диаметр центраторов и порядок их расстановки. При необходимости вы­ полняют расчет элементов составных наддолотных маховиков для дальнейшего их изготовления по чертежам (см. рис. 5.11).

Используя приведенные ниже массы УБТ, подбирают длину остальных УБТ, исходя из имеющихся труб, с учетом обеспе­ чения общей массы компоновки 4-6 т.

Рассмотрим примеры расчетов.

Пример 1. Обсадная колонна диаметром 140 мм. Ствол сква­ жины диаметром 161 мм.

Решение получаем с помощью графика для выбора компоно­ вок низа инструмента при подготовке скважин к спуску обсад­ ной колонны диаметром 140 мм (см. рис. 5.10, а).

Здесь стволу скважины диаметром 161 мм соответствует только один возможный диаметр УБТ, равный 133 мм, при ми­ нимальной его длине на участке 1Х= 0 ,11 м. Остальная длина УБТ в компоновке определяется с помощью приведенных дан­ ных по массам УБТ в зависимости от их диаметра. Расчетная масса УБТ диаметром 133 мм равна 84 кг/м. Требуемая масса 4 т обеспечивается при длине труб 48 м, а 6 т - при длине 71 м.

Таким образом, требуемая компоновка должна состоять из долота диаметром 161 мм и 133-мм УБТ длиной 50-75 м.

Аналогичный результат можно получить, определив мини­ мальный необходимый диаметр наддолотных УБТ = = 133 мм). Для 140-мм обсадной колонны допустимая интен­ сивность искривления скважины i = 7,5е/Ю м, длину участка 1г определяем по формуле (5.32):

(Д < W =011 М.

п0,0349

Пример 2. Обсадная колонна диаметром 219 мм. Ствол сква­ жины диаметром 269 мм.

По графику (см. рис. 5.10, б) определяем, что стволу сква­ жины диаметром 269 мм соответствуют два возможных диаме­ тра УБТ - 203 и 299 мм при их длине на участке 1Хсоответст­ венно 0,7 и 0,4 м. Остальная часть компоновки может состоять из УБТ диаметрами 133,146,178, 203 или 229 мм. Общая дли­ на компоновки в каждом возможном случае будет равна 48, 48, 36, 24, 24 м соответственно.

Пример 3. Обсадная колонна диаметром 324 мм. Ствол сква­ жины диаметром 394 мм.

По графику (см. рис. 5.10, в) находим, что в стволе скважи­ ны диаметром 394 мм на участке 1Хкомпоновки могут быть ис­ пользованы стандартные 299-мм УБТ длиной 2,1 м, а также нестандартные составные УБТ диаметром 324 мм, длиной 1,6 м и диаметром 351 мм, длиной 0,95 м. Далее возможно применять стандартные УБТ любого диаметра от 133 до 299 мм, длиной, обеспечивающей общую массу компоновки от 4 до 6 т.

В рассматриваемых условиях взамен составных УБТ можно применять спиральные центраторы, изготовленные из УБТ ди­ аметром 229 мм и более. Центраторы следует располагать над долотом последовательно на длине 1г. Расстояние 1г определяет­ ся по графику (см. рис. 5.10). Для центраторов диаметром 299 мм 1г =2,1 м, диаметром 346 мм 1Х= 1м. Также можно при­ менять центраторы, изношенные по диаметру, компенсируя их износ увеличением расстояния 1Х.

Пример 4. Обсадная колонна диаметром 324 мм снабжена пакером, размер которого в транспортном положении 365х хЮОО мм. Ствол скважины диаметром 394 мм.

Определим эффективный диаметр ствола скважины, необхо­ димый для успешной проходимости обсадной колонны с пакером. Поскольку длина пакера больше высоты калибрующей ча­ сти долота, в соответствии с формулой эффективный диаметр ствола скважины должен быть не менее максимального внеш­ него диаметра пакера, т.е. 365 мм.

С помощью формулы (5.25) определим минимальный диа­ метр УБТ, установленных над долотом и обеспечивающих эф­ фективный диаметр ствола скважины 365 мм:

А»ф = 0,5(2)- d ^ ) ;

йуъ = 2Пзф -£> = 336 мм.

В рассматриваемом случае целесообразно применять наддо­ лотный маховик (см. рис. 5.11) из обсадных труб диаметром 351 мм.

Определим необходимую длину маховика. Найдем допусти­ мое значение интенсивности пространственного искривления скважины при ее подготовке под обсадную колонну диаметром 324 мм. Она равна 1,3°/Ю м.

По формуле (5.32) определим длину маховика:

к = Д0,0349-<*убт =0,97 м.

Таким образом, в рассматриваемых условиях компоновка низа инструмента при калибровке ствола скважины должна со­ стоять из 394-мм долота, наддолотного маховика 351x1000 м и УБТ любого возможного диаметра, обеспечивающих общую массу компоновки 4-6 т.

Также возможно взамен маховика применять 229-мм УБТ, жесткость которых равна жесткости обсадной колонны, и цент­ раторы диаметром 336 мм и более. Место установки центраторов определяется по формуле (5.32) в зависимости от их внешних диаметров. При диаметре 346 мм расстояние центраторов от до­ лота должно быть не менее 1,1м, при диаметре 370 мм - 0,55 м.

Известно, что наиболее рационально производить подготовку ствола скважины к спуску обсадной колонны в процессе ее бу­ рения, совмещая эти операции. Чтобы выполнить это условие, необходимо в компоновке низа бурильного инструмента над до­ лотом устанавливать УБТ, диаметр которых обеспечивает тре­ буемый эффективный диаметр ствола и жесткость, не меньшую

жесткости обсадной колонны, под которую бурится скважина. Длину наддолотного участка УБТ следует определять по фор­ муле (5.32) при задаваемой максимальной интенсивности ис­ кривления скважины.

Длину остальной части УБТ в компоновке низа бурильного инструмента выбирают исходя из технологических условий, т.е. из обеспечения заданной нагрузки на долото. Такое условие обеспечит проходимость обсадной колонны по стволу скважины и значительно ограничит возможность искривления скважины в процессе бурения. Можно предполагать, что средние значе­ ния интенсивности пространственного искривления скважин окажутся намного меньше задаваемых максимальных и удов­ летворят существующие в настоящее время требования к допу­ стимому искривлению скважины. Но это предположение еще требует промысловой проверки и соответствующей корректи­ ровки.

Л.Б. Измайловым построены графики зависимости обычно встречающихся соотношений диаметров труб и долот и различ­ ных интенсивностей искривления ствола скважины. При пост­ роении коэффициент сопротивления f движению колонны в скважине принят равным 0,3. Возможное влияние уступов в стволе не учитывалось (рис. 5.12).

Обычно применяемые при бурении скважин комбинации ди­ аметров долот и обсадных труб полностью обеспечивают прохо­ димость обсадных колонн в ствол скважины, имеющей интен­ сивность пространственного искривления до Iе/ 10 м. При боль­ шем значении интенсивности искривления необходим прове­ рочный расчет с учетом относительного отклонения ствола от вертикали в интервале крепления. Представленный график (см. рис. 5.12) позволяет выполнить такие расчеты экспрессметодом. Например, успешный спуск 377-мм обсадной колон­ ны в ствол диаметром 445 мм возможен, если интенсивность искривления на участке крепления будет не более 1,5°/10 м, а относительное отклонение ствола при этом будет менее 0,2. Ис­ ходя из этих условий должна быть определена допустимость крепления рассматриваемой скважины или предусмотрено ее расширение.

В приведенных выше расчетах учитывалась средняя интен­ сивность пространственного искривления скважины на участке крепления. Однако использовать для расчетов среднюю интен­ сивность искривления можно только в случае, если сумма мест­ ных сопротивлений отдельных сильно изогнутых участков ствола не будет равной или больше веса обсадной колонны.

При / = 0,3 были вычислены значения для различных

лизованно на трубных базах или непосредственно на буровых. Доставленные на скважину обсадные трубы должны иметь за­ водские сертификат и маркировку, подтверждающие их соот­ ветствие требованиям стандартов. Перевозить обсадные трубы необходимо на специально оборудованных сухопутных, водных или воздушных транспортных средствах с разгрузкой их подъ­ емным краном или другими способами, исключающими сбра­ сывание труб или перетаскивание их волоком. Все обсадные трубы, предназначенные для крепления скважины, на буровой необходимо подвергнуть внешнему осмотру. На наружной по­ верхности труб не должно быть вмятин, раковин, трещин и других повреждений.

Кривизна трубы (стрела прогиба), измеряемая на середине трубы, не должна превышать 1/2000 длины трубы. Кривизна концевых участков трубы, равных 1/3 длины трубы, не должна превышать 1,3 мм на 1 м.

Конусность резьбы по наружному диаметру ниппельной час­ ти трубы и по внутреннему диаметру муфты следует проверять гладкими калибрами. Ширина пластинчатого щупа, применяе­ мого для этой цели, должна быть не более 5 мм.

Допустимые отклонения (в мм) от номинальных размеров резьбы по конусности (отклонения от разности двух диаметров на длине резьбы 100 мм) не должны превышать следующих значений.

Резьбы муфт и труб, а также подготовленные под сварку концы труб должны быть гладкими, без заусенцев и других де­ фектов.

Соответствие внутреннего диаметра трубы номинальному необходимо проверять с помощью жесткого цилиндрического шаблона:

Обсадные трубы, подлежащие спуску в скважину, должны быть подвергнуты (на трубной базе или непосредственно на буровой) гидравлическому испытанию на внутреннее давление в соответствии с требованиями действующих инструкций. Трубы, которые не выдержали испытаний, следует отбраковы­ вать.

5.2.3. СКОРОСТЬ СПУСКА ОБСАДНЫХ КОЛОНН

ИСПОСОБЫ ЕЕ РЕГУЛИРОВАНИЯ

Впроцессе спуска колонны без ограничения скорости, особенно при малых кольцевых зазорах, возможны гидроразрыв пород и поглощение бурового раствора, что осложнит допуск колонны и последующее ее цементирование. Поэтому скорости спуска обсадных колонн должны выбираться исходя из кон­ кретных геологических условий интервала крепления, состоя­ ния ствола скважины и свойств бурового раствора.

По А.А. Мовсумову, допустимые скорости v спуска сплош­ ных обсадных колонн или колонн-хвостовиков могут быть рас­ считаны соответственно из условия либо предупреждения гид­ роразрыва горных пород (игр), либо предотвращения смятия труб спускаемой обсадной колонны (утс>1). Из двух расчетных значений принимается наименьшее:

где k - коэффициент безопасности, принимается к = 0,65+0,75; ргр - наименьшее значение градиента горного давления для

ветственно длина муфт обсадной колонны и труб; т0 - предель­

В промысловых условиях скорость спуска обсадных труб ог­ раничивается следующим образом.

На буровых установках мУралмаш-4Э” и мУралмаш-6Э” тор­ можение осуществляется электродвигателями лебедки, рабо­ тающими в рекуперативном режиме с отдачей электроэнергии в сеть. В табл. 5.5 приведены данные скорости спуска и допусти­ мые нагрузки на крюке.

На буровой установке мУралмаш-ЗД” торможение осуществ­ ляется за счет работы двигателя внутреннего сгорания (ДВС) в компрессорном режиме при включенных на КПП обратных скоростях. Скорости спуска, максимальные нагрузки на крюке и другие данные приведены в табл. 5.6.

С применением обратного хода лебедки спускают обсадную колонну в зоне возможного поглощения и ниже для снижения гидродинамического давления на пласты. В каждом случае ин­ тервал спуска определяют на основании опыта бурения сква­ жины, а данные электрометрических замеров вносят в план ра­

бот по спуску колонны. Через каждые 200-300 м спущенные трубы заполняют буровым раствором. Промежуточные промывки ведут с расхаживанием спущенной части колонны на высоту 4-5 м. Спускать колонну следует плавно и без толч­ ков. После выхода из-под башмака предыдущей колонны ско­ рость спуска обсадной колонны обычно ограничивают до 0,3—

0,6 м/с.

При высоких значениях плотности промывочной жидкости и ее основных реологических параметров существует опасность невосстановления циркуляции при промежуточных промыв­ ках, последующего гидроразрыва пластов и интенсивного по­ глощения. В связи с этим представляет интерес определение допустимой глубины Я д спуска колонны труб без промывки в сложных геологических условиях. По Н.А. Сидорову,

(5.35)

где рГф - градиент давления разрыва пластов; 0 - статическое напряжение сдвига глинистого раствора; Я, d - диаметры скважины и обсадных труб соответственно; А - коэффициент, характеризующий изменение коэффициента сжимаемости гли­ нистого раствора в зависимости от давления с учетом изменения температуры, принимается А = 4-10”®; g - ускорение силы тя­ жести, со0 - начальное ускорение движения потока бурового раствора.

Из анализа зависимости (5.35) следует, что допустимая глу­ бина спуска колонны труб без промежуточной промывки уве­ личивается с возрастанием градиента давления разрыва плас­ тов, зазора между стенками ствола скважины и колонной, уменьшением плотности, статического напряжения сдвига бу­ рового раствора, начального ускорения движения потока рас­ твора в затрубном пространстве.

Необходимо отметить, что значение Я д изменяется в широ­ ких пределах при незначительном изменении как статического напряжения сдвига промывочной жидкости, так и начального ускорения движения потока раствора. Например, при спуске 219-мм обсадной колонны в скважину диаметром 269 мм при плотности промывочной жидкости 2,0 г/см3 и увеличении 0 от 230 до 260 мг/см2 Я д уменьшается от 4250 до 1500 м, с

увеличением (о0 от 063 до 0,4 м/с2 Н„ уменьшается от 3375 до 1500 м.

5.2.4. ОБОРУДОВАНИЕ. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ОСНАСТКА ОБСАДНЫХ КОЛОН

Под понятием “технологическая оснастка обсадных колонн” подразумевается определенный набор устройств, которыми ос­ нащают обсадную колонну, чтобы создать условия для повы­ шения качества процессов ее спуска и цементирования в соот­ ветствии с принятыми способами крепления скважин. Поэтому применение технологической оснастки при креплении скважин обязательно.

Изделия технологической оснастки одного наименования имеют несколько конструктивных модификаций, отличающих­ ся друг от друга принципом действия.

Число типов и размеров оснастки в зависимости от условий применения и диаметров обсадных колонн образует более 250 типоразмеров.

ЦЕМЕНТИРОВОЧНЫ ГОЛОВКИ

Цементировочные головки относятся к оснастке обсадных колонн и предназначены для создания герметичного соедине­ ния обсадной колонны с нагнетательными линиями цементиро­ вочных агрегатов. В зависимости от конструктивного исполне­ ния они могут применяться при цементировании различными способами.

В некоторых объединениях часто используют цементировоч­ ные головки собственной конструкции и изготовления. Извест­ ны цементировочные головки конструкций: АзНИПИнефти для цементирования колонн-хвостовиков диаметрами 219 и 245 мм и для забойных заливок с применением устройств УКЗ-146; Туймазабурнефти для цементирования обсадных колонн диа­ метрами 146 и 219 мм; Киргизнефти для цементирования ко­ лонн-хвостовиков с подвеской на цементном камне и с примене­ нием двухсекционной разделительной пробки; Укрнефти для цементирования в две ступени с применением заливочной муф­ ты эксплуатационной колонны диаметром 146 мм, головка име­ ет обводную линию для продавливания разделительных про­ бок; Полтавнефтегазразведки для цементирования хвостовиков с подвеской на цементном камне, имеет шаровой элемент; Краснодарнефтегаза с быстродействующим устройством для высвобождения разделительной пробки; Грознефти для цемен­ тирования хвостовиков с подвеской на цементном камне и с применением разделительной пробки и шара; Беларусьнефти

закладываются заранее, так что отпадает необходимость раз­ борки этой головки после закачивания тампонажного раствора, как это делается в случае применения цементировочных голо­ вок типа ГЦК (рис. 5.13, б).

Последние изготовляются размерами 377 и 426 мм на давле­ ние соответственно 6,4 и 5,0 МПа. При цементировании с при­ менением цементировочной головки типа ГЦК после окончания нагнетания тампонажного раствора и промывки линии отвинчи­ вают крышку, опускают в корпус головки ниже патрубков це-

ззз

ментировочную пробку, завинчивают крышку и начинают про­ давливать тампонажный раствор.

Универсальные цементировочные головки типа ГЦУ (рис. 5.14 и табл. 5.8) предназначены для обвязки обсадных колонн на устье скважины, для зарядки нижней разделительной проб­ ки в колонну, а также для размещения верхней (продавочной) разделительной пробки при цементировании скважин.

Универсальность головок типа ГЦУ заключается в том, что они позволяют цементировать обсадные колонны в подвешен­ ном на буровом крюке состоянии с одновременным расхажива­ нием их. Кроме того, головки типа ГЦУ имеют сигнализатор начала движения разделительной пробки, более просты в об­ служивании, предотвращают наличие остаточных давлений над разделительной пробкой после закачки тампонажного рас­ твора в колонну.

РАЗДЕЛИТЕЛЬНЫ ПРОБКИ

Разделительные пробки предназначены для предотвраще­ ния смешивания тампонажного раствора с буровым раствором и продавочной жидкостью при цементировании, а также для по­ лучения сигнала о посадке пробки на стоп-кольцо, свидетельст­ вующего об окончании процесса продавливания тампонажного раствора в затрубное пространство скважины. Используется несколько типов пробок, каждый из которых предназначен для выполнения различных функций.

Пробки продавочные верхние типа ПП (рис. 5.15) предназ­ начены для разделения тампонажного раствора при его продавливании в затрубное пространство скважин от продавочной жидкости. Существует модификация пробок, у которых в верх­ ней части корпуса на внутренней поверхности нарезана резьба для заглушки. Без заглушки эта пробка может быть использо­ вана как секционная. Основные параметры этих пробок приве­ дены в табл. 5.9.

Пробки разделительные двухсекционные типа СП (рис. 5.16) предназначены для цементирования потайных колонн и секций обсадных колонн, спускаемых частями. В процессе це­ ментирования при продавливании тампонажного раствора верхняя секция пробки движется внутри бурильных труб, раз­ деляя продавочную жидкость и тампонажный раствор, до тех пор, пока не достигает нижней секции пробки, установленной на штифтах на торце верхней трубы обсадной колонны, затем, перекрыв отверстие в нижней части пробки, под действием воз-

Рис. 5.16. Пробки разделительные двухсекционные типа СП:

а,б - верхняя секция пробокдля бурильных труб; в, г - нижняя секция пробок дляобсадных труб; 1 - резиновые манжеты; 2 - корпус; 3 - седло; 4 - срезные калибровочные штифты; 5 - дистанционная втулка

никающего давления движется вместе с ней до посадки на стопкольцо.

Пробки типа СП изготавливают по ТУ 39.207-76 для обсад­ ных колонн следующих диаметров: 114-140, 146, 168, 178- 194,219-245, 273-299, 324-351, 377 и 407-426 мм.

Пробки разделительные нижние типа ПЦН (рис. 5.17) раз­ работаны в б. ВНИИКРнефти на базе пробки ПВЦ. Отличитель­ ной особенностью их является наличие сквозного отверстия в сердечнике, в нижней части которого устанавливается мембра­ на из жести, закрепленная гайкой. Внутри нее установлен по­ движной кольцевой нож с упорным кольцом.

Такие пробки используют для разделения буферной жидко­ сти или бурового раствора с тампонажным. Нижнюю пробку устанавливают в цементировочной головке ниже верхней проб­ ки или в верхней трубе обсадной колонны перед подачей в нее буферной жидкости или тампонажного раствора. При нагнета­ нии жидкости пробка движется вниз в обсадной колонне до упо­ ра на стоп-кольцо или опорную поверхность обратного клапана типа ЦКОД, после чего, вследствие возрастания давления в ко­ лонне, ее корпус с манжетами и мембранной смещается на кольцевой нож, который подрезает мембрану. Под действием

* Вчислителе приведена длина нижней пробки, взнаменателе - верхней.

стей, служат также для центрирования пробки по оси обсадной колонны.

При остановке нижней пробки на упорном кольце под дейст­ вием избыточного давления ее диафрагма разрывается на от­ дельные лепестки, открывая таким образом канал для прохож­ дения тампонажного раствора. Верхняя пробка при посадке на нижнюю, благодаря наличию уплотняющего элемента, позво­ ляет обеспечить герметичность соединения. Конструктивное исполнение пробок предотвращает их всплытие в случае отказа обратного клапана.

Основные параметры пробок приведены в табл. 5.10.

КЛАПАНЫОБРАТНЫЕ

Клапаны обратные дроссельные типа ЦКОД (рис. 5.19) предназначены для непрерывного самозаполнения буровым раствором обсадной колонны при спуске ее в скважину, для предотвращения обратного движения тампонажного раствора из заколонного пространства и для упора разделительной це­ ментировочной пробки. Шифр ЦКОД обозначает: Ц - цементи­ ровочный, К - клапан, О - обратный, Д - дроссельный. Добав­ ление в шифре буквы “М” означает модернизацию типоразмера клапана.

Клапаны ЦКОД-1 (табл. 5.11) изготовляют по ТУ 39-01-08-

Рис. 5.19. Клапаны обратные ЦКОД-1 (а) и ЦКОД-2 (б):

1 - корпус; 2 - нажимная гайка; 3 - набор резиновых шайб; 4 - резиновая ди­ афрагма; 5- опорное кольцо; 6 —шар; 7 —ограничительное кольцо; 8 —рези­ нотканевая мембрана; 9 - дроссель; 10 — чугунная втулка; 11 —бетонная или пластмассовая подвеска

281-77 для обсадных колонн диаметрами 114-194 мм, а ЦКОД-2 (табл. 5.12) по ТУ 39-01-08-282-77 для обсадных ко­ лонн диаметрами 219-426 мм.

Кроме клапанов типа ЦКОД имеются другие обратные кла­ паны: тарельчатые, шаровые, с шарнирной заслонкой и т.д. Об­ ратные клапаны устанавливают в башмаке колонны либо на 1020 м выше него.

Клапаны типа ЦКОД спускают в скважину с обсадной ко­ лонной без запорного шара, который прокачивают в колонну после ее спуска на заданную глубину. Шар, проходя через раз­ рывные шайбы и диафрагму, занимает рабочее положение. При спуске секций обсадных колонн с обратным клапаном типа ЦКОД на бурильных трубах, внутренний диаметр которых меньше диаметра шара, последний сбрасывают в колонну перед

Примечания. 1. Для всех типоразмеров максимальное рабочее давление 15 МПа, максимально допустимая температура 200 ‘С. 2. В знаменателе приведены значения параметров клапанов с резьбой ОТТГ.

соединением бурильных труб с секцией. В этом случае после­ дующее самозаполнение колонны с жидкостью исключается.

Верхняя часть клапана внутри имеет опорную торцовую по­ верхность, которая выполняет функцию стоп-кольца для оста­ новки разделительной цементировочной пробки. В этом случае установки упорных колец не требуется.

Для обсадных колонн диаметром 351 мм и более иногда ис­ пользуют башмаки с фаской без металлических направляющих насадок, позволяющие исключить разбуривание металла на за­ бое.

В случае, когда ствол скважины крепят гладкими безмуфтовыми трубами и межколонные зазоры невелики, направляю­ щие насадки крепят к нижней трубе колонны.

При спуске потайных колонн или секций обсадных колонн с проработкой ствола иногда, если это необходимо, направляю­ щие насадки выполняют в виде породоразрушающего наконеч­ ника.

Находят также применение башмаки типа БП (рис. 5.20, б) с навинчиваемой направляющей чугунной насадкой и типа Б (рис. 5.20, г).

ЦЕНТРАТОРЫ

Центраторы предназначены для обеспечения концентрично­ го размещения обсадной колонны в скважине с целью достиже­ ния качественного разобщения пластов при цементировании. Кроме того, центраторы способствуют облегчению спуска об­ садной колонны за счет снижения сил трения между обсадной

Рис. 5.21. Центратор:

1 - петлевые проушины; 2 - гвозди; 3 - спи­ ральные клинья; 4 ~ ограничительные кольца; 5 - пружинные планки; 6 - пазысегментов

колонной и стенками скважины, уве­ личению степени вытеснения бурово­ го раствора тампонажем за счет неко­ торой турбулизации потоков в зоне их установки, облегчению работ по под­ веске потайных колонн и стыковке секций за счет центрирования их верхних концов. Конструктивно цент­ раторы выполняют неразъемными и разъемными, причем предпочтение отдается последним. Обычно центра­ торы располагают в средней части каждой обсадной трубы.

В разработке центраторов при­ нимали участие ВНИИБТ и б. ВНИИКРнефть.

Существуют конструкции центра­ торов нескольких типов: ФП, ЦПР, ЦЦ, ЦЦ-1 и ЦЦ-2.

Центраторы типа ЦЦ являются модификацией центраторов типа ЦПР. Центраторы ЦЦ-2 благодаря конструктивным осо­ бенностям могут применяться и в наклонно направленных скважинах за счет возможности изменения высоты ограничи­ теля прогиба пружинных планок.

Наибольшее распространение получили центраторы ЦЦ-1 (рис. 5.21 и табл. 5.14). Они выпускаются серийно по ТУ 39-01- 08-283-77.

Таблица 5.14 Параметры центраторов ЦЦ-1

Примечание.В шифре центратора ЦЦ-1 число перед косой означает диаметр обсадной колонны (в мм), для которой он предназначен; после косой дан интервал диаметров (в мм) скважины, в которую спускают колонну.

При креплении скважин в ряде случаев возникает необходи­ мость подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами на значительную высоту (до 3000 м и более). Обеспечить ус­ пешность и высокое качество проведения операций при подъеме тампонажного раствора на такую высоту за один прием цемен­ тирования не всегда возможно. Применяемое в этих случаях цементирование обсадных колонн с подъемом тампонажного раствора на большую высоту в два приема осуществляется с по­ мощью муфт ступенчатого цементирования.

Муфты ступенчатого цементирования в стволе скважин ре­ комендуется устанавливать в интервалах устойчивых непрони­ цаемых пород и на участках, где отсутствуют уширения, ка­ верны или желоба.

Муфты ступенчатого цементирования МСЦ-1, разработан­ ные в б. ВНИИКРнефти, предназначены для оснащения обсад­ ных колонн диаметрами от 140 до 245 мм и проведения процес­ са цементирования скважин в две ступени как с разрывом во времени, так и без него (рис. 5.24). Муфты ступенчатого цемен­ тирования МСЦ-2 используют для оснащения обсадных колонн диаметрами от 273 до 340 мм (рис. 5.25).

Ряд условных диаметров муфт соответствует ряду обсадных труб (ГОСТ 632-80) диаметрами от 140 до 245 мм. Максималь­ ная допустимая рабочая температура не более 100 °С. Избыточ­ ное давление, необходимое для срабатывания затворов цемен­ тировочных отверстий муфт, составляет 4-8 МПа.

Конструктивно муфта представляет собой полый цилиндри­ ческий корпус с присоединительными резьбами на концах и смонтированную на его внешней поверхности обойму, образу­ ющую на части длины кольцевую полость, в которой размещена с возможностью осевого перемещения заслонка. Внутри корпу­ са расположены нижняя и верхняя втулки, также имеющие возможность осевого перемещения. В корпусе и обойме выпол­ нены несколько соосно расположенных циркуляционных боко­ вых отверстий. В корпусе муфты МСЦ-2 предусмотрены также сквозные пазы, в которых размещены сухари, жестко соеди­ няющие заслонку с верхней втулкой. В исходном положении заслонка и втулки зафиксированы на корпусе с помощью срез­ ных винтов, причем заслонка и верхняя втулка находятся выше циркуляционных отверстий, и нижняя втулка герметично пе­ рекрывает циркуляционные отверстия в корпусе.

Эластичные уплотнительные манжеты продавочной и запор­ ной пробок при движении внутри обсадной колонны плотно

нижняя втулки; 4 - срезные винты; 5 - заслонка; 7 - гщркуляционноеотвдрстие; 8 - упорное кольцо; 9.10. И - пробки продавочная, падающая и запорная

соответственно

вии с ГОСТ 632-80 на обсадные трубы и до начала использова­ ния муфты защищают от загрязнения и повреждения предо­ хранительными пробками и колпачками.

УСТРОЙСТВА ДЛЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН ХВОСТОВИКАМИ ИСЕКЦИЯМИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Разъединители. Хвостовики и секции обсадных колонн спус­ кают в скважины на бурильных трубах, которые соединяют с обсадными с помощью различных устройств, носящих общее название разъединителя. Они предназначены для обеспечения безопасного спуска и цементирования хвостовиков, для секций обсадных колонн и последующего отсоединения от них буриль­ ных труб.

При разгрузке хвостовиков или секций обсадных колонн на забой скважины или друг на друга происходит изгиб колонны с различной интенсивностью. Размер изгиба зависит от веса ко­ лонны, диаметра обсадных труб и радиального размера ствола скважины.

Для предотвращения изгиба хвостовики или секции обсад­ ных колонн подвешивают в стволе скважины с помощью под­ весных устройств. При креплении скважин секциями обсадной колонны для глубинного соединения (стыковки) секций между собой используют соединители. С целью герметизации верхней части зацементированных хвостовиков или секций обсадной ко­ лонны применяют герметизирующие устройства, перекрыва­ ющие кольцевое заколонное пространство.

Все перечисленные средства оснащают необходимыми при­ надлежностями и составляют комплексы устройства для креп­ ления скважин хвостовиками и секциями обсадных колонн. Эти комплексы имеют ряд модификаций, отличающихся друг от друга как принципом, так и конструктивными особенностями.

Разъединитель состоит из двух основных частей: неподвиж­ ной муфты, которая крепится к обсадным трубам, и подвижно­ го ниппеля, соединенного с бурильными трубами, из которых в скважину спускают хвостовик или секцию обсадной колонны.

Все разъединители, основной несущей рабочий элемент ко­ торых - левая резьба, носят общее название резьбовые разъеди­ нители.

Разъединители, у которых муфтовая и ниппельная части взаимодействуют друг с другом без помощи резьбы, объедине­ ны в группу безрезьбовых.

Действие резьбовых разъединителей заключается в отвин-

массой более 100 т левую резьбу рекомендуется испытать при­ ложением к разъединителю растягивающей нагрузки, превы­ шающей массу спускаемых обсадны* колонн на 200-300 кН. Выдержка под нагрузкой должна быть не менее 30 мин, после чего проверяют характер соединения и состояние левой резьбы. В случае затруднений при отвинчивании ниппельной части разъединитель бракуют.

Для улучшения качества стальных заготовок, из которых изготовляют детали разъединителя, их подвергают термообра­ ботке, после которой они должны приобрести физико-меха­ нические свойства, указанные ниже.

Левое резьбовое соединение разъединителя при полном свин­ чивании часто оказывается негерметичным и пропускает жид­ кость даже при небольших перепадах давления. В связи с этим для обеспечения герметичности соединения над резьбовой час­ тью ниппеля устанавливают резиновую самоуплотняющуюся манжету. В собранном виде разъединитель испытывают на гер­ метичность опрессовкой на полуторакратное ожидаемое рабочее давление.

Для смазки левой резьбы разъединителя необходимо приме­ нять только тугоплавкие уплотнительные смазывающие соста­ вы типа Р-113, а резиновые самоуплотняющиеся манжеты и пакерующие элементы изготовлять из нефтетермостойкой ре­ зины, имеющей следующие физико-механические свойства.

Кольцевое пространство между йиппелем и муфтой выше Ле­ вой резьбы заполняют тугоплавкой смазкой. Левое резьбовое соединение после свинчивания вручную окончательно закреп­ ляют цепным ключом с вращающим моментом примерно 500 Н-м. Крепление левой резьбы Машинными ключами не ре­ комендуется.

На практике также применяю^ резьбовые разъединители, дополнительно снабженные шлицевой парой» которые, нахо­ дясь в зацеплении, позволяют враХцать хвостовик или секцию обсадной колонны, поскольку воспринимают полностью усилие вращающего момента и исключают передачу его на левое резь­ бовое соединение. Верхняя часть шлицевой пары жестко связа­ на с ниппелем разъединителя, а нйжяяя - подвижно связана в осевом направлении с муфтой разъединителя и зафиксирована в ней срезными калиброванными штифтами.

Для вывода из зацепления шлицевой пары в бурильные трубы сбрасывают ме­ таллический Шар, который свободно про­ ходит в жидкости по трубам и перекрывает отверстие в ниЖней шлицевой втулке. Под действием внутреннего избыточного дав­ ления калиброванные штифты срезаются, и шлицевая втулка перемещается вниз, выходя из зацепления с верхней втулкой.

При разомкнутой шлицевой паре вра­ щение бурильных труб вправо приведет к отсоединению их от обсадных труб в левой резьбе разъединителя.

К безрезьбовым разъединителям отно­ сятся кулачковые, замковые и штифтовые.

Кулачковый разъединитель (рис. 5.27) состоит почти из таких же основных дета­ лей, как и резьбовой. Муфта и ниппель разъединителя связаны друг с другом при помощи двух или трех кулачков, находя­ щихся на ниппельной части, которые вво­ дятся в соответствующие L-образные пазы муфты и в рабочем положении фиксируют­ ся штифтами. Конструкция кулачкового

Рис. 5.27. Кулачковый разъединитель:

1 - ниппель с кулачками; 2 - муфта с пазами; 3 - штифты; 4 - обсадные трубы спускаемого хвостови­ ка; 5 - несущая труба; 6 - пакерующий узел; 7 - нижняя часть секционной разделительной пробки

грузки от бурильных и обсадных труб. Они также воспринима­ ют усилия крутящего момента при вращении труб, когда спуск хвостовика или секции обсадной колонны сопровождается про­ работкой ствола.

Кулачки должны выдерживать все воспринимаемые ими на­ грузки и не подвергаться деформации, повреждениям или из­

лому.

Прочность кулачкового разъединителя увеличивают, изме­ няя число кулачков или используя материал повышенной прочности, из которого изготовляют разъединитель.

Разъединитель в собранном виде испытывают на герметич­ ность опрессовкой на полуторакратное ожидаемое рабочее дав­ ление и проверяют на взаимодействие кулачкового ниппеля с муфтой.

Основные преимущества кулачковых разъединителей - воз­ можность вращать колонну бурильных труб в процессе крепления скважин, предварительно отсоединять бурильные трубы от обсадных перед цементирова­ нием, а также использовать раздели­ тельные пробки при цементировании хвостовиков и секций обсадных колонн. Недостатки кулачковых разъединителей - сложность конструкции и необходи­ мость разгрузки хвостовика или секции обсадной колонны для отсоединения от них бурильных труб.

В замковых разъединителях (рис. 5.28) основные части устройства - муфта и ниппель - соединяются между собой запирающимся изнутри замком, кото­ рый имеет шарообразную или иную фор­ му.

Замковые разъединители в отличие от кулачковых позволяют проводить все операции при спуске хвостовика: расха­ живание с любой нагрузкой, вращение, промывку, а также цементировать обсад­ ные трубы и отсоединять от них буриль-

Рис. 5.28. Замковый разъединитель:

1 - муфта; 2 - ниппель; 3 - запорная втулка; 4 - замок; 5 - уплотнения; 6 - срезной штифт; 7 - об­ ратный клапан

ные без разгрузки хвостовика или секций обсадных колонн. Замковый разъединитель практически является неразъемным при любых действующих на него внешних механических на­ грузках.

Он работает следующим образом. После окончания цементи­ рования обсадной колонны в бурильные трубы сбрасывают ме­ таллический шар, который, погружаясь в буровом растворе, достигает седла втулки. Далее в трубах создают избыточное давление, усилием которого штифты срезаются, втулка пере­ мещается в нижнее положение до упора и размыкает замковое соединение.

При последующей подаче бурильных труб вниз замки со скошенными концами падают внутрь разъединителя и отсоеди­ няют бурильные трубы от обсадных. Затем бурильные трубы поднимают из скважины вместе с ниппельной частью разъеди­ нителя и находящимися внутри нее втулкой, шаром и замками.

Замковые разъединители позволяют спускать хвостовик или секцию обсадной колонны неограниченной массы в ствол сква­ жины любой конфигурации с наличием осложнений, отсоеди­ нять бурильные трубы от обсадных без их разгрузки и расха­ живать колонну труб, прикладывая усилия, ограниченные только прочностью труб.

Основной недостаток замковых разъединителей заключается в том, что при их использовании нельзя отсоединять бурильные трубы от обсадных и затем цементировать хвостовик с примене­ нием цементировочных пробок и получением сигнала "стоп".

Штифтовые разъединители используют в основном при креплении скважин хвостовиками и секциями обсадных колонн незначительной длины и массой 5 т, а также при спуске в сква­ жину нецементируемых забойных фильтров при малых кольце­ вых зазорах.

Бурильные трубы соединяют с обсадными при помощи срез­ ных штифтов, которые также являются несущими элементами разъединителя и должны срезаться только при нагрузке, пре­ вышающей массу обсадной колонны.

Без пакерующего узла штифтовые разъединители не приме­ няют. Необходимый диаметр срезаемых штифтов разъедините­ ля

dm=^7qkL /(zja J;

где q - вес 1 м обсадной группы в воздухе; к = 1,5 - коэффици­ ент запаса прочности; L —длина хвостовика или секции обсад­ ной колонны; zm= 2+3 —число штифтов; авр —предел прочности материала, из которого изготовляют штифты.

кают при помощи шара или резиновой пробки, продвигаемых по бурильным трубам с дневной поверхности циркулирующей жидкостью. Бурильные трубы отсоединяют от обсадных только после цементирования хвостовика или секции обсадной колон­ ны с подвеской их на цементном камне следующим образом. По окончании времени ОЗЦ или промывки скважины через боко­ вые промывочные отверстия подвесного узла в бурильную ко­ лонну сбрасывают металлический шар. Шар тонет и достигает седла запорной втулки, которая запирает шаровой или иной формы замок.

При создании избыточного давления втулка срезает штифты и опускается ниже замка. Далее при подаче бурильной колонны вниз замковые элементы входят внутрь трубы и полностью раз­ мыкают систему обсадные трубы - бурильная колонна. После этого бурильные трубы поднимают из скважины.

4. При использовании штифтовых разъединителей буриль­ ные трубы отсоединяют от обсадных до цементирования после подвески обсадной колонны или упора. Эту операцию осуществ­ ляют путем разгрузки колонны до момента среза штифтов разъединителя. Затем бурильные трубы приподнимают до пол­ ного выхода ведущей трубы из скважины.

В таком положении нижняя часть бурильной колонны с пакером должна находиться внутри обсадной трубы и обеспечи­ вать герметичность разъединительной системы обсадные трубы - бурильная колонна. Без пакерующего узла указанные разъединители использовать нельзя.

Подвесные устройства. Существуют три принципиально от­ личающихся друг от друга способа глубинной подвески хвосто­ виков и секций обсадных колонн при креплении скважин: на цементном камне, клиньях и опорной поверхности.

Хвостовики и секции обсадных колонн подвешивают на це­ ментном камне как в обсаженном, так и в необсаженном стволе скважины непосредственно в процессе их цементирования.

Принцип этого способа подвески заключается в подъеме там­ понажного раствора на всю длину обсадной колонны, удержи­ ваемой на весу бурильными трубами, в удалении тампонажного раствора, поднятого над хвостовиком, и в отсоединении буриль­ ных труб от обсадных только после образования за обсадными трубами цементного камня. Обсадные трубы остаются зацемен­ тированными в растянутом состоянии.

На цементном камне можно подвешивать хвостовики или секции обсадной колонны без ограничения их длины, межко­ лонных кольцевых зазоров и на любой глубине скважины.

Основное требование для осуществления этого способа под­

вески - необходимость обязательного подъема тампонажного раствора на всю длину цементируемой колонны.

Для подвески хвостовиков и секций обсадных колонн» верх­ няя часть которых находится в ранее обсаженном стволе сква­ жины» применяют однотипные устройства» отличающиеся друг от друга незначительными конструктивными особеннос­

тями.

Узел подвески, образующий устройство этого вида, разме­ щают в ниппельной части разъединителя любого типа. Для дан­ ного вида подвесок общими являются следующие конструктив­ ные и эксплуатационные признаки: бурильные трубы остаются неподвижными в течение всего процесса крепления скважин и ОЗЦ, боковые промывочные отверстия устройств открываются при помощи прокачиваемых по бурильным трубам металличес­ ких шаров или резиновых пробок, продавочную жидкость зака­ чивают по расчету и в основном без получения сигнала "стоп".

На рис. 5.29, а изображен общий вид такого устройства. Под­ весное устройство с прокачиваемой пробкой подготовляют сле­ дующим образом. В верхний патрубок ниппельной части разъе­ динителя против боковых промывочных отверстий вставляют втулку с уплотнительными кольцами и закрепляют ее калибро­ ванными срезными штифтами. Затем полностью соединяют разъединитель и подвергают его гидравлическому испытанию на герметичность. При этом не допускается истечение жидкос­ ти через боковые промывочные отверстия. Далее разъедини­ тель спускают в скважину на глубину до 25 м, прокачивает ре­ зиновую пробку, устанавливают характер ее взаимодействия с втулкой, определяют давление штифтов, поднимают разъеди­ нитель на поверхность и проверяют состояние подвесного узла. При отсутствии каких-либо повреждений подвесной узел снова подготовляют к работе. При этом устанавливают новые резино­ вые уплотнители и срезные штифты.

Собранный разъединитель с подготовленным подвесным уз-

Рис. 5.29. Устройство для подвески хвостовиков и секций обсадной колонны на цементном камне:

а - вобсаженном стволе с резьбовым разъединителем; 1 - управляемая пробка; 2 - удлинитель; 3 - срезныештифты; 4 - запорная втулка; 5 - уплотнительное

су ^ ~ патрубок; 5 - набор манжетных уплотнителей; в, 13 - верхняя и нижняя секции шпинделя; 7—упорный подшипник качения; 8 —радиальный подшип­ ник скольжения; 11 —золотник; 12 —ияжимияя гайка; 14 —замковый ниппель

а

удерживать и цементировать обсадные трубы в растянутом со­ стоянии с применением разделительных пробок, получать сиг­ нал "стоп” , вращать бурильную колонну без отсоединения ее от обсадной в течение всего времени ОЗЦ, а также использовать разъединительные устройства любого типа.

Подвеска включает в себя составной корпус, подвешиваемый на бурильных трубах, двухсекционный шпиндель, смонтиро­ ванный внутри этого корпуса на упорном подшипнике качения, радиальный подшипник скольжения, золотник, перекрываю­ щий радиальные отверстия шпинделя, наклоненные к его оси. Верхний торец шпинделя и нижняя часть переводника корпуса оборудованы кулачками, которые при вводе их в зацепление и последующем вращении взаимодействуют и обеспечивают отсо­ единение бурильных труб от обсадных. Наружная верхняя часть золотника и внутренний выступ средней части составного корпуса имеют трапецеидальную резьбу, на которой при вра­ щении бурильных труб и, следовательно, составного корпуса происходит осевое перемещение золотника из крайнего нижне­ го положения в крайнее верхнее. Крайнее нижнее положение золотника определяется по совпадению его выступающего из корпуса торца с риской на наружной поверхности шпинделя. Корпус устройства заканчивается нажимной гайкой, нижняя часть которой выполнена в виде кожуха, образующего зазор между его внутренней поверхностью и золотником. Гайка одно­ временно поджимает манжетные уплотнения и направляет по­ ток бурового раствора, прокачиваемого через радиальные от­ верстия шпинделя.

Тампонажный раствор, поднятый при цементировании выше обсадной колонны, вымывается из скважины через эти отвер­ стия. Упорный шарикоподшипник и подшипник скольжения работают в масляной ванне, которая имеет два закрывающихся пробками отверстия (для подачи масла и выхода воздуха).

Принцип действия подвесного устройства заключается в следующем. В исходном положении весь поток циркулирую­ щей жидкости проходит через башмак обсадной колонны. По­ сле окончания ее цементирования и получения сигнала "стоп” вращением бурильной колонны вправо без какой-либо разгруз­ ки приподнимают золотник, открывают боковые промывочные отверстия в подвесном устройстве и вымывают весь тампонаж­ ный раствор, поднятый выше обсадных труб. При этом перио­ дически вращают колонну ротором в течение всего времени промывки в период ОЗЦ. Продолжительность и периодичность вращения бурильных труб для исключения их прихватов уста­ навливают в каждом конкретном случае.

После окончания срока схватывания тампонажного раствора циркуляцию жидкости прекращают и колонну бурильных труб плавно опускают, пока нагрузка на крюке не станет соответст­ вовать весу бурильной колонны. При этом торцовые кулачки подвески входят в зацепление друг с другом, давая возмож­ ность вращать ниппельную часть разъединителя и отсоединять бурильные трубы от зацементированного хвостовика или сек­

ции обсадной колонны.

Подвески типа ЦП также могут быть использованы при под­ веске хвостовиков и секций обсадных колонн в обсаженной час­

ти ствола.

Подготовка подвесного устройства к работе начинается с за­ полнения масляной камеры маслом, при этом золотник должен занимать крайнее нижнее положение. Для этого в условиях бу­ ровой устройство укладывают на мостки вверх отверстиями для смазки, вывинчивают из них пробки и через одно из отверстий заполняют масляную камеру, используя дизельное масло МТ-16.

Затем регулируют положение золотника таким образом, что­ бы его выступающий из корпуса торец оказался совмещенным с риской на наружной поверхности шпинделя подвески. Подго­ товленное устройство опрессовывают водой на давление 22,5 МПа. При этом истечение воды через уплотнения между золотником и шпинделем, а также подтекание масла через манжетные уплотнения между золотником и корпусом не допу­ скаются.

Подготовленную к работе подвеску типа ЦП собирают на мостках с разъединителем, заранее закрепленным на обсадной трубе. Затем собранную систему подают в буровую, закрепляют резьбовые соединения подвески с ниппелем разъединителя ма­ шинными ключами, устанавливают сборку на элеватор и вра­ щением части подвески цепным ключом проверяют характер перемещения золотника и его положение относительно боковых промывочных отверстий. При этом подсчитывают число оборо­ тов корпуса.

Далее собранную систему снова укладывают на мостки. После спуска в скважину на заданную глубину хвостовика

или секции обсадной колонны на бурильных трубах приступают к цементировочным работам. При этом вращение бурильных труб должно быть исключено.

В процессе цементирования хвостовика трубы расхаживают для предотвращения их прихвата. После получения сигнала "стоп” избыточное давление в колонне снижают до атмосферно­ го. Устанавливают ведущую трубу и вращением бурильной ко­

лонны вправо приподнимают золотник подвесного устройства в крайнее верхнее положение. Затем восстанавливают циркуля­ цию через боковые промывочные отверстия подвески и промы­ вают скважину, периодически вращая бурильную колонну до полного удаления тампонажного раствора, поднятого над об­ садными трубами.

После истечения заданного периода ОЗЦ бурильные трубы подают вниз с разгрузкой до "собственного веса" и одновремен­ ной промывкой скважины одним насосом при подаче 10 л/с. При этом кулачки подвески сходятся, давление повышается и буровой насос останавливают.

Если при креплении скважины применяли резьбовой разъе­ динитель, то последующим вращением бурильных труб вправо их отсоединяют от обсадных, приподнимают над верхней час­ тью хвостовика, восстанавливают циркуляцию и после непро­ должительной промывки подвесное устройство поднимают на поверхность.

После подъема из скважины подвесное устройство промыва­ ют водой, очищают, смазывают и хранят под навесом на вы­ кладках. Это устройство можно применять многократно.

В табл. 5.16 приводятся характерные неисправности подвес­ ных устройств и методы их устранения.

На клиньях хвостовики и секции обсадных колонн подвеши­ вают только в обсаженной части скважины, где практически мал износ внутренней поверхности обсадных труб. Основной принцип этого способа подвески заключается в том, что спуска­ емую часть обсадной колонны заклинивают, вводя клиновид­ ные плашки, расположенные на ее наружной поверхности, в кольцевой межколонный зазор.

Клиновое подвесное устройство устанавливается под разъе­ динителем и служит для цементирования обсадных колонн в растянутом состоянии после отсоединения бурильных труб от обсадных. Подвеску на клиньях можно осуществлять при нали­ чии поглощений любой интенсивности. Клиновые подвесные устройства невозможно применять в следующих случаях: скважину крепят при малых кольцевых межколонных зазорах (менее 30 мм); спуск обсадной колонны в скважину сопряжен с проработкой осложненного ствола и расхаживанием хвостовика или секции; значительный износ внутренней поверхности пре­ дыдущей обсадной колонны, в которой планируется подвеска; при весе спускаемого хвостовика или секций обсадной колонны, превышающем 10 кН.

По принципу действия клиновые подвесные устройства под­ разделяются на механические и гидравлические.

на штифте крючком. При этом клино­ видные плашки занимают относительно муфты нижнее поло­

жение, не выступают за пределы ее максимального наружного диаметра и не препятствуют спуску обсадных труб в скважину.

После спуска хвостовика на заданную глубину колонну труб приподнимают на заданную высоту и поворачивают влево. При этом штифт, повернутый совместно с корпусом, выходит из за­ цепления с крючком, который остается неподвижным относи­ тельно корпуса подвески вследствие действия сил трения при взаимодействии распертого центратора со стенками обсадной колонны.

Далее колонну плавно подают вниз, конусообразная муфта начинает входить в клиновидные плашки, раздвигая их до пол­ ного расклинивания в кольцевом межколонном зазоре. Хвосто­ вик остается подвешенным на клиновидных плашках, упира­ ющихся в стенки обсадной трубы предыдущей колонны.

Рис. 5.32. Принципиальная схема действия упорной подвески на кулачках:

1 - ниппель подвески; 2 - предыдущая обсадная ко­ лонна; 3 - патрубок; 4 - штифт; 5 - посадочная муф­ та;*? - кулачок; 7 - пружина; 8 - опорная часть нип­ пеля

хвостовика до заданной глубины. При на­ рушении этого условия, в случае установ­ ки хвостовика или секции обсадной колон­ ны выше намеченной глубины, устройство не дойдет до упора и не сработает. Поэтому способ подвески на упоре применяют в тех скважинах, где не наблюдаются случаи преждевременной остановки колонн при их спуске.

При креплении скважины хвостовиком или перед секцией обсадной колонны необ­ ходимо, чтобы глубина скважины была больше глубины установки башмака ко­ лонны примерно на 10 м.

Подвеска на упоре в ранее спущенной колонне заключается в применении под­ пружинивающих кулачков, которыми оборудуется верхняя часть спускаемого хвостовика. При движении хвостовика вниз кулачки прижимаются к стенкам предыдущей колонны и скользят по ней. При достижении ими внутренних прото­

чек, выполненных в предыдущей колонне, кулачки входят в них и обеспечивают зависание спускаемого хвостовика. Пло­ щадь контакта опорных поверхностей такова, что практически обеспечивается подвеска колонны неограниченного веса.

Принципиальная схема действия упорной подвески на кулачках приведена на рис. 5.32.

Подвеску спускаемой колонны на верхней части ранее спу­ щенного хвостовика осуществляют при помощи опорной втул­ ки, которая имеет периферийные вертикальные каналы для циркуляции жидкости. Наружный диаметр втулки должен быть больше наружного диаметра зацементированного хвосто­ вика, на котором подвершивают колонну. Упорную подвеску спускаемого хвостовика в двухразмерной обсадной колонне проводят в переходной части труб разных диаметров также при помощи аналогичной опорной втулки. Чтобы осуществить та­

кую подвеску, необходимо предусматривать в переводниках для двухразмерных колонн специальную площадку для уста­ новки опорной втулки.

Указанные подвески на упоре показаны на рис. 5.33.

Для соединения спускаемых секций обсадных колонн с пре­ дыдущими существует несколько разновидностей устройств, обеспечивающих стыковку секций на глубине и образование с их помощью сплошной обсадной колонны. Соединители подраз-

Рис. 5.33. Схема подвески:

а—спускаемая секция обсадной колонны с упором на верхней части зацемен­ тированного хвостовика: 1 - спускаемая секция обсадной колонны; 2 - сто­ порная втулка; 3 - муфта; 4 - зацементированный хвостовик; 5 - промежу­ точная обсадная колонна; б —хвостовик на упоре в двухразмерной колонне: 1 — спускаемый хвостовик; 2, б —муфты; 3 —опорная втулка; 4 —патрубок; 6 - переводная муфта; 7-первая промежуточная колонна

деляются на устройства для соединения цементируемых и нецементируемых (съемных) секций обсадной колонны.

Ко всем соединительным устройствам предъявляются сле­ дующие основные требования: обеспечение соосности соединя­ емых секций, проходимости через них долот, а также различ­ ных инструментов и приборов; создание надежного герметич­ ного соединения секций обсадных колонн.

Соединители для неразъемного соединения секций оснаще­ ны замком, который взаимодействует с раструбом разъедини­ теля.

На рис. 5.34 показана заливочная муфта, которая совместно с резьбовым разъединителем и беззамковым соединителем с рас­ трубной частью составляет комплекс под шифром РМСО.

Заливочная муфта состоит из патрубка, нижняя часть кото­ рого оборудована направляющей насадкой, и корпуса, закреп­ ленного на другом конце патрубка. В корпусе выполнены боко­ вые промывочные отверстия, над которыми изнутри закрепле­ на срезными шпильками подвижная втулка с уплотнительными кольцами. Нижняя часть корпуса снаружи имеет наплавку для создания уплотнения при вводе патрубка в раструб муфты разъединителя и прижатия его частью веса цементируемой секции. Верхняя часть корпуса снабжена обратным клапаном.

Соединение секций и работа заливочной муфты осуществля­ ется следующим образом. Патрубок с направляющей насадкой вводят в раструб разъединителя. По длине спущенных труб секцией и индикатору веса устанавливают факт соединения. Затем приступают к промывке и цементировочным работам без перемещения спущенной колонны.

При закачивании и продавливании тампонажного раствора весь поток жидкости выходит в кольцевое пространство. По окончании продавливания разъединительная цементировочная пробка садится на клапан, срезает шпильки и перемещает втулку вниз до упора. Втулка перекрывает боковые промывоч­ ные отверстия, циркуляция прекращается, а повышение дав­ ления в колонне свидетельствует об окончании процесса.

Одна из разновидностей заливочной муфты - стыковочный патрубок без корпуса. Патрубок имеет боковые промывочные отверстия, через которые цементируют секции обсадной колон­ ны в неполностью стыкованном положении. После цементиро­ вания секцию разгружают, и боковые отверстия заходят в рас­ труб муфтовой части разъединителя.

Стыковочное устройство конструкции для цементируемых секций обсадных колонн, входящее в комплекс под шифром РСЦ (рис. 5.35), состоит из стыковочного ниппеля с набором

уплотнительных элементов, установленных в его нижней части.

Набор уплотнителей представляет собой самоуплотняющие­ ся резиновые манжеты и капролоновые кольца, которые обра­ зуют верхний и нижний пакеты уплотнений, обеспечивающие

герметичность соединения секций при избыточном внутреннем и наружном давлении. Капролоновые кольца располагаются на концах каждого пакета. Крайние кольца, выполненные в виде скребков, предназначены для защиты резиновых манжет при осевом перемещении подвижного стыковочного устройства вну­ три раструба. Каждый пакет уплотнений поджимается метал­ лической гайкой, имеющей ребра под ключ.

В транспортном положении пакеты уплотнений закрывают­ ся тонкостенной предохранительной втулкой, которая крепится к патрубку срезными штифтами. Под этой частью устройства устанавливают на резьбе направляющую насадку-центратор, изготавливаемую из легкоразбуриваемого материала. Верхняя часть ниппеля имеет муфту стандартной обсадной трубы с при­ варенными к ней центрирующими планками.

Подготовка к работе осуществляется в два этапа (на поверх­ ности и в скважине) и заключается в его наружном осмотре, оп­ рессовке и проверке работоспособности в условиях эксплуата­ ции.

Первый этап подготовки проводят до крепления скважины секцией обсадной колонны. На .этом этапе проверяют взаимо­ действие и герметичность соединения раструбной части разъе­ динителя со стыковочным устройством, проходимость шаблона внутри стыковочного ниппеля и надежность крепления муфты направляющей насадки.

Подготовленное устройство в собранном виде помещают в стяжное рамочное приспособление, заполняют водой и опрессовывают на соответствующее давление с соблюдением всех тре­ бований безопасности.

Сборка считается герметичной при отсутствии пропусков во­ ды. Затем стыковочное устройство извлекают из раструба, ос­ матривают и при необходимости подтягивают манжеты гайка­ ми. После осмотра уплотнений их наружную поверхность сма­ зывают консистентной смазкой, закрывают предохранительной втулкой, перемещая ее до упора, и вставляют на место все штифты. Проведением указанных операций заканчивается пер­ вый этап проверки стыковочного устройства и его подготовки к спуску в скважину.

После спуска и цементирования секции обсадной колонны, с которой будет соединяться нецементируемая секция, а также проверки проходимости неармированного лопастного долота через верхнюю часть зацементированной секции проводят вто­ рой этап испытания стыковочного устройства.

Для этого подготовленное устройство закрепляют на обсад­ ных трубах соответствующего диаметра длиной 20-30 м и спу­

скают на бурильных трубах в скважину до раструбной чао-гц зацементированной секции. Затем промывают скважину, пре­ кращают циркуляцию и плавно вводят стыковочное устройс*во в раструб, фиксируя максимальную разгрузку труб по индика­ тору веса до момента срезания штифтов предохранительной втулки, и наносят отметку на ведущей трубе.

Далее, подавая бурильные трубы вниз, выводят уплотнения стыковочного ниппеля из предохранительной втулки в рабочее положение и замеряют свободный ход стыковочного устройства

враструбе до начала вторичной посадки труб.

Втаком положении проверяют стыкованный узел избыточ­ ным внутренним давлением в пределах 4 -5 МПа с выдержкой не менее 10 мин.

При положительных результатах проверки характера со­ единения секций проверяют износостойкость уплотнительных элементов методом расхаживания стыковочного устройства в раструбе на длину свободного хода, не допуская расстыковки. Число возвратно-поступательных перемещений бурильных труб со стыковочным устройством подбирают равным возмож­ ному максимальному числу рейсов при последующем углубле­ нии скважины после установки нецемеитируемой секции.

Затем проводят аналогичную повторную опрессовку и подъ­ ем устройства из скважины.

Поднятое устройство осматривают, при необходимости заме­ няют уплотнительные элементы и закрепляют на первой обсад­ ной трубе спускаемой секции обсадной колонны.

Секции стыкуют следующим образом. Ниппель соединителя вводят в раструб, предохранительная втулка садится на торец раструба, и индикатор веса показывает "посадку колонны". При этом усилие разгрузки не должно превышать усилия среза штифтов, удерживающих предохранительную втулку на нип­ пеле соединителя.

Далее подбирают длину обсадных труб на верхнем конце секции с расчетом, чтобы при конечной глубинной стыковке оставался свободным ход вверх и вниз ее нижнего конца, а вся секция оказалась жестко подвешенной на колонном фланце. Подобрав нужные по длине трубы с установкой на верхней тру­ бе конусообразной подвесной муфты и заменив ими верх сек­ ции, разгружают колонну до момента срезания предохрани­ тельной втулки и вывода уплотнений из транспортного положе­ ния в рабочее. При этом на индикаторе веса восстанавливается полней вес нецементированной секции. Измеряя свободный ход, секцию подают вниз до тех пор, пока конусообразная муф­ та не окажется подвешенной на колонном фланце.