Рис. 11.4. Типы конструкций (а – з) забоев скважин:
1 – эксплуатационная колонна; 2 – цементное кольцо; 3 – перфорационное отверстие; 4 – пакер типа ПДМ конструкции ВНИИБТ; 5 – перфорированный (на поверхности) фильтр; 6 – забойный фильтр; 7 – зона разрушения в слабосцементированном пласте; 8 – проницаемый тампонажный материал
Конструкции забоев скважин существенно различаются в зависимости от геологических условий, технических возможностей и производственного опыта в соответствующих организациях.
Наиболее часто применяют конструкции следующих типов:
1.Конструкция ПЗП с закрытым забоем. В этом случае продуктивный пласт (пласты) перекрывается сплошной колонной или хвостовиком с последующими цементированием и перфорацией (рис. 11.4, à).
2.Конструкция ПЗП с открытым забоем. Продуктивный пласт (пласты) остается незацементированным, обсаживается либо не обсаживается фильтром (рис. 11.4, á – г).
3.Конструкция ПЗП смешанного типа. Нижняя часть продуктивного горизонта остается открытой (или обсаженной фильтром), а верхняя перекрывается обсадной колонной (хвостовиком) с последующими цементиро-
ванием и перфорацией (рис. 11.4, ä – å).
4. Конструкция ПЗП для предотвращения выноса песка. В этом случае напротив продуктивного пласта устанавливают забойные фильтры (рис. 11.4, æ) различных типов или используют проницаемый тампонажный материал (рис. 11.4, ç).
ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА КОНСТРУКЦИИ ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ
Открытый забой. Низкая проницаемость прочных коллекторов – основание для выбора конструкции скважин с открытым забоем. Сюда же следует отнести условия, когда отсутствуют высоконапорные горизонты, подошвенные воды и газовая шапка (в случае нефтяной залежи). Часто конструкция открытого забоя скважин предусматривает (в случае пористых и трещиноватых коллекторов) наличие пакеров. Их устанавливают на перфорированном хвостовике, который не цементируется.
Использование конструкции открытого забоя скважины предусматривает однородный прочный коллектор порового, трещинного, трещиннопорового или порово-трещинного типа: коллектор по своим геологофизическим характеристикам не может быть зацементирован без резкого и значительного ухудшения его коллекторских свойств в ПЗП.
355
Конструкция открытого забоя предусматривает раздельный способ эксплуатации. Коллектор должен сохранять устойчивость при создании депрессии на пласт.
Устойчивость породы в призабойной зоне скважины определяют для следующих случаев.
1. Из пласта извлекается жидкость или газ:
σñæ ≥ 2[ξ(ρgH – pïë) + (pïë – p)]; |
(11.16) |
ξ = ν (1 – ν); |
(11.17) |
n |
|
ρ = ∑ρihi / H, |
(11.18) |
1 |
|
ãäå σñæ – предел прочности пород коллектора при одноосном сжатии (определяют экспериментально), МПа; ξ – коэффициент бокового распора горных пород; ρ – средняя плотность вышележащих горных пород, кг/м3; H – глубина залегания коллектора, м; pïë – пластовое давление, МПа; p – давление столба жидкости на забое скважины, МПа; ν – коэффициент Пуассона коллектора; n – число пластов; ρi – плотность горных пород i-го пласта, кг/м3; hi – толщина i-го пласта, м.
2. Жидкость нагнетается в пласт:
σñæ ≥ 2ξ(ρgH – pïë). |
(11.19) |
3. Движение жидкости отсутствует: |
|
σñæ ≥ 2[ξ(ρgH – pïë) + (p′ – pïë)], |
(11.20) |
ãäå p′ – забойное давление при нагнетании жидкости (p′ > p), МПа. Ниже приведены значения коэффициента Пуассона ν для основных
горных пород.
Глины пластичные ............................ |
|
0,41 |
Глины плотные .................................. |
|
0,30 |
Известняки......................................... |
|
0,31 |
Песчаники .......................................... |
|
0,30 |
Песчаные и глинистые сланцы....... |
0,25 |
|
При устойчивом и неустойчивом |
коллекторе, если grad pïë ≥ |
|
≥0,1 МПа/10 м, а собственно коллектор имеет поровую проницаемость kï ≥
≥0,1 ìêì2, применяют конструкцию открытого забоя, показанную на рис. 11.4, в.
Если коллектор имеет низкую поровую или трещинную проницаемость, т.е. kï < 0,01 ìêì2, kò < 0,01 ìêì2, à grad pïë ≥ 0,1 МПа/10 м, то при устойчивом коллекторе применяют конструкцию забоя, представлен-
íóþ íà ðèñ. 11.4, á, а при неустойчивом – конструкцию, показанную на рис. 11.4, г.
При аномально низком пластовом давлении (grad pïë ≤ 0,1 МПа/10 м) независимо от проницаемости пород продуктивного объекта при устойчи- вом коллекторе применяют конструкцию забоя на рис. 11.4, á, при неустойчивом коллекторе – конструкцию забоя на рис. 11.4, г.
При создании конструкции забоя, изображенной на рис. 11.4, á, до кровли продуктивного пласта спускают и цементируют эксплуатационную
356
колонну, а вскрытие объекта проводят с учетом пластового давления, поровой и трещинной проницаемости коллектора. При grad pïë < 0,1 ÌÏà/10 ì, kï < 0,1 ìêì2 èëè kò < 0,01 ìêì2 применяют специальные буровые растворы на нефтяной основе, пены и др. Перед вызовом притока в случае необходимости выполняют обработку призабойной зоны пласта (солянокислотная обработка, гидроразрыв пласта и т.д.).
В случае заканчивания скважины с конструкцией забоя, показанной на рис. 11.4, в, ïðè grad pïë ≥ 0,1 ÌÏà/10 ì, kï ≥ 0,1 ìêì2 èëè kò ≥ 0,01 ìêì2 вскрытие продуктивного объекта осуществляют совместно с вышележащими отложениями, до забоя спускают эксплуатационную колонну, оборудованную в нижней части фильтром, и скважину цементируют с подъемом тампонажного раствора от кровли продуктивного пласта, для чего используют пакеры типа ПДМ конструкции ВНИИБТ.
Технология создания конструкции забоя, изображенной на рис. 11.4, г, идентична технологии при заканчивании скважины с конструкцией забоя на рис. 11.4, á. Дополнением ее является перекрытие неустойчивого поро- во-трещинного коллектора хвостовиком-фильтром. В случае если кровля продуктивного объекта сложена из неустойчивых пород и не перекрыта эксплуатационной колонной, при установке хвостовика-фильтра используют заколонные пакеры ВНИИБТ, ТатНИПИнефти и других изготовителей. Их располагают в его неперфорированной части около кровли продуктивного горизонта и в башмаке эксплуатационной колонны с целью предупредить обрушение стенок скважины и зашламление открытого ствола.
Забой смешанного типа. Конструкции забоя этого типа используют в однородном коллекторе порового, трещинного, трещинно-порового или по- рово-трещинного типа; при наличии близко расположенных напорных горизонтов или газовой шапки около кровли пласта, а также при низких зна- чениях поровой или трещинной проницаемости пород (соответственно kï < 0,01 ìêì2 èëè kò < 0,01 ìêì2); если коллектор сложен из прочных пород, сохраняющих устойчивость при создании депрессии на пласт во время эксплуатации скважины, а также при раздельном способе эксплуатации продуктивных объектов.
Выбор конструкции забоя смешанного типа предусматривает соответствие условий залегания и эксплуатации продуктивного объекта с учетом его физико-механических свойств; оценку по выражению (11.17) устойчи- вости пород призабойной зоны пласта. При устойчивом коллекторе применяют конструкцию забоя на рис. 11.4, д, при неустойчивом – конструкцию на рис. 11.4, å.
Технологии создания конструкций забоев, изображенных на рис. 11.4, д, å, аналогичны. Скважину бурят до проектной глубины со вскрытием всей мощности продуктивного объекта. Эксплуатационную колонну спускают до глубины, обеспечивающей перекрытие и изоляцию близко расположенных около кровли пласта напорных объектов, газовой шапки или верхней неустойчивой части продуктивных отложений. После цементирования колонны ее перфорируют в интервале высокопродуктивной части объекта, а перед вызовом притока в случае необходимости осуществляют обработку призабойной зоны пласта. В отличие от конструкции забоя, показанной на рис. 11.4, à, в конструкции на рис. 11.4, å забой, представленный неустойчивыми коллекторами трещинного или порово-трещинного типа, перекрывают потайной колонной-фильтром.
Закрытый забой. Конструкции с таким забоем применяют для крепле-
357
ния неоднородных коллекторов с целью изолировать близко расположенные пласты в неоднородном коллекторе порового, трещинного, трещиннопорового или порово-трещинного типа, в котором отмечается чередование устойчивых и неустойчивых пород, водо- и газосодержащих пропластков с разными пластовыми давлениями, в случае если коллектор характеризуется высокими значениями поровой или трещинной проницаемости пород (kï > > 0,1 ìêì2 èëè kò > 0,01 ìêì2), а также для обеспечения совместной, раздельной или совместно-раздельной эксплуатации объектов.
При выборе конструкции закрытого забоя (см. рис. 11.4, à) устанавливают соответствие условий залегания и эксплуатации продуктивного объекта общепринятым положениям.
Расчет основных элементов конструкции закрытого забоя проводят в соответствии с действующими руководящими документами.
При заканчивании скважины с конструкцией забоя, показанного на рис. 11.4, à, продуктивный объект вскрывают совместно с вышележащими отложениями с использованием бурового раствора, не ухудшающего коллекторских свойств пласта, до забоя спускают эксплуатационную колонну, скважину цементируют, а гидродинамическую связь с пластом осуществляют, применяя кумулятивную, пулевую или гидропескоструйную перфорацию.
ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА КОНСТРУКЦИИ ЗАБОЯ ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ВЫНОСА ПЕСКА
Эту конструкцию забоев применяют для предотвращения выноса песка в слабосцементированном коллекторе, представленном мелко-, средне- и крупнозернистыми песчаниками и характеризующемся разрушением призабойной зоны пласта и выносом песка при эксплуатации скважины, а также при раздельном способе эксплуатации продуктивных объектов.
Допустимую депрессию на слабосцементированный пласт в конструкции забоя, показанной на рис. 11.4, æ, определяют по формуле
∆p ≤ |
Cεrñth(Rê /rñ) |
, |
(11.21) |
|
6 k |
|
|
ãäå C – сила сцепления горных пород, МПа; ε – коэффициент проточности поровых каналов,
ε = mý/mï; |
(11.22) |
mý, mï – эффективная и полная пористость; th – гиперболический тангенс; Rê – радиус контура питания, принимаемый равным половине расстояния до ближайшей эксплуатационной скважины, м; rñ – радиус скважины, м; k – коэффициент проницаемости, мкм2.
Значение параметра Ñ для слабосцементированных пород колеблется в пределах 0,2–1,4 МПа; среднее значение Ñ = 0,5÷1,0 ÌÏà.
Ширину щелей забойного фильтра выбирают по условию
a1 = 3d1 + d2, |
(11.23) |
ãäå d1, d2 – соответственно размеры наиболее мелких и наиболее крупных зерен пластового песка, мм.
358
Применяют проницаемый полимерный тампонажный состав Конта- рен-2. Материал включает состав ТС-10, уротропин, наполнитель ШРС-С, получаемый при совместном помоле шлака, руды и соли (хлористого натрия), и водный раствор едкого натра. Начальная прочность материала при сжатии не ниже 6 МПа, а после вымывания из него соли 3,5–5,0 МПа; соответственно начальная проницаемость камня 0,12–0,20 мкм2, после вымывания 1–5 мкм2. Вымывание солевого наполнителя осуществляют при прокачивании через искусственный фильтр водных растворов ПАВ с концентрацией 0,5–1,0 % из расчета 1–2 м3 на 1 м интервала перфорации. Материал устойчив к воздействию кислот и не разрушается при температурах до 200 °С.
Выбор конструкции забоя для предотвращения выноса песка предусматривает соответствие условий залегания и эксплуатации продуктивного объекта; при этом определяют средний фракционный состав пластового песка.
В скважинах со средне- и крупнозернистыми песчаниками используют конструкцию забоя, показанную на рис. 11.4, æ. В скважинах с мелкозернистым песчаником применяют только конструкцию забоя на рис. 11.4, ç, которую можно использовать в скважинах со средне- и крупнозернистыми песчаниками.
Конструкция забоя, изображенная на рис. 11.4, æ, включает зацементированную эксплуатационную колонну и забойный фильтр (щелевой, с проволочной обмоткой, металлокерамический, титановый), установленный в интервале перфорации. Предельно допустимую депрессию на пласт при эксплуатации скважины определяют согласно условию (11.21). Ширину щелей забойного фильтра устанавливают в соответствии с формулой (11.23).
Конструкция забоя на рис. 11.4, ç отличается от предыдущей тем, что забойный фильтр не устанавливают, а вынос песка предотвращают путем создания в перфорационных каналах искусственного фильтра из проницаемого тампонажного материала Контарен-2. Для этого после перфорации колонны осуществляют вызов притока, отрабатывают скважину в течение 1–5 сут, проверяют приемистость пласта и закачивают на поглощение тампонажный состав Контарен-2. Предельно допустимая депрессия на пласт после крепления призабойной зоны составом Контарен-2 не должна превышать 3 МПа.
12 |
КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН |
Г Л АВ А |
И РАЗОБЩЕНИЕ ПЛАСТОВ |
12.1. ПОДГОТОВКА СТВОЛА СКВАЖИНЫ
От степени очистки ствола скважины зависит качество разобщения пластов. Наличие в стволе зон, где скапливается буровой шлам, ведет к образованию в этих местах каналов, вдоль которых возможны в дальнейшем затрубные перетоки.
Перед спуском обсадной колонны ствол скважины необходимо про-
359
мывать высококачественным буровым раствором. Для обеспечения увели- чения расхода жидкости проработку ствола скважины перед спуском колонны следует вести роторным способом.
В процессе подъема инструмента, а также при последующем спуске обсадной колонны происходит некоторое разрушение стенок скважины, особенно при наличии в открытом интервале слабоустойчивых пород. Большое количество шлама также может вытесняться пружинными центраторами из каверн. Наличие выступов на обсадной колонне в виде муфт при спуске создает возможность механического воздействия на стенки скважины в местах прижатия труб. При этом происходит срез глинистых корок, разрушение выступающих участков ствола при наличии каверн и скругление острых углов на желобах.
Наибольший интерес представляют участки перегибов ствола, где на колонну постоянно действуют прижимающие усилия. Если на этих участках имеются желоба, то по мере перемещения вниз обсадная колонна постепенно притирается к желобу и внедряется в него. При этом одна часть обломков породы попадает внутрь желоба и загрязняет его. Другая часть оказывается защемленной в зоне, где смешивается с буровым раствором и образует пасту повышенной вязкости.
В процессе спуска обсадной колонны не исключена возможность зна- чительного засорения каверн и желобов осыпающейся породой. При эксцентричном расположении колонны в скважине и особенно при малых зазорах фактически невозможно добиться качественной очистки ствола от шлама и глинистой корки только лишь путем интенсификации промывки.
Общие рекомендации по промывке скважин.
1. Промывать скважины следует быровым раствором с минимально возможными в рассматриваемом районе вязкостью, динамическим и статическим напряжениями сдвига.
2.Повышение качества бурового раствора при подготовке ствола достигается грубой очисткой виброситами и тонкой – гидроциклонами и др. Это предотвращает образование в скважине толстых корок с включениями шлама и обеспечивает необходимое качество бурового 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 очистки в зоне долота зависит от кинетической энергии вращающегося потока.
4.В процессе промывки ствола рекомендуется периодическая, 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 режим промывки – турбулентный.
ПРОМЫВКА СКВАЖИН В ПРОЦЕССЕ СПУСКА И ПОСЛЕ СПУСКА ОБСАДНЫХ КОЛОНН
Промывка в процессе спуска и после спуска обсадной колонны обязательна, поскольку обеспечивает высокую степень очистки кольцевого зазора от обломков горной породы. Своевременное удаление этих обломков из ствола скважины значительно снижает возможность гидроразрывов
360
и поглощений в процессе спуска и цементирования, повышает качество изоляции затрубного пространства.
Число промежуточных промывок, их интенсивность и продолжительность определяются для каждого района индивидуально, в зависимости от геолого-технических условий. Продолжительность каждой промывки устанавливают исходя из условия полного выноса шлама на поверхность.
Выбор режима промывок при спуске хвостовиков аналогичен выбору режима при спуске обсадных колонн, а число промывок определяется их числом при спуске долота для подготовки интервала к установке хвостовиков, но не менее двух.
Первая промывка проводится для выравнивания параметров бурового раствора при достижении башмаком хвостовика башмака предыдущей колонны. Промежуточные промывки должны обеспечить полное удаление шлама из открытого интервала ствола в полость предыдущей колонны.
Продолжительность последней (после спуска хвостовика) промывки определяется необходимостью полного выноса шлама из скважины.
Время промывки после установки секций колонны в обсаженной скважине выбирают из необходимости обеспечения выравнивания параметров бурового раствора.
12.2. ТЕХНОЛОГИЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН ОБСАДНЫМИ КОЛОННАМИ
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 секциями с разрывом во времени крепления ствола.
Способ спуска колонн и порядок спуска секций зависят от следующих геологических, технических и технологических условий проводки скважины:
назначения обсадной колонны; глубины спуска;
конфигурации ствола скважины в интервале спуска предыдущей колонны и объема работ в ней;
техники и технологии бурения в обсаженной скважине до спуска проектируемой колонны;
давления высоконапорных горизонтов и градиента давления гидроразрыва пластов, перекрываемых колонной;
гидравлической мощности бурового оборудования, ограничивающей возможность углубления скважин на больших глубинах при значительных гидравлических потерях в циркуляционной системе.
Спуск обсадной колонны в один прием от устья до забоя скважин используют при следующих условиях:
для крепления скважин, стволы которых достаточно устойчивы и в которых не происходит осложнений в течение 3–4 сут при оставлении их без промывки (т.е. за время, необходимое для производства комп-
361
лекса работ от последней промывки до окончания спуска обсадной колонны);
при общей массе обсадной колонны, не превышающей грузоподъемности бурового оборудования, вышки, талевой системы;
при наличии ассортимента обсадных труб по маркам стали и толщинам стенок, соответствующих данным прочностного расчета обсадной колонны;
при креплении стволов скважин кондукторами и эксплуатационными колоннами.
Спуск обсадных колонн секциями необходим при следующих условиях: если призабойная зона не промывается в течение 1,5–2 сут и при этом происходят осложнения с потерей проходимости обсадных труб в скважину без проработки ствола (осыпи, сужения, нарастание толстых глинистых корок, выпучивание или пластическое течение горных пород
и др.); если необходимо закрепить скважину обсадной колонной большого
диаметра на значительную глубину; при необходимости подъема тампонажного раствора на большую вы-
соту при наличии поглощающих пластов или пластов с низким градиентом давления гидроразрыва;
когда во избежание протирания верхней части обсадной колонны в процессе бурения верхнюю секцию необходимо спускать в скважину перед вскрытием напорных горизонтов либо при протирании предыдущей колонны в верхней части;
если отсутствуют обсадные трубы с прочностной характеристикой, соответствующей расчетным данным по страгивающим усилиям.
Крепление стволов скважин с использованием секционного спуска обсадных колонн позволяет:
перекрывать интервалы осложнений на больших глубинах с минимальной затратой времени от конца последней промывки до начала цементирования;
надежно изолировать два или более продуктивных горизонта скважин с высоким пластовым давлением или какие-либо осложненные интервалы, разделенные мощной устойчивой толщей горных пород;
применять комбинированный бурильный инструмент, в результате че- го увеличивается прочность бурильной колонны, снижаются гидравлические сопротивления при прокачке промывочной жидкости в трубах, обеспечивается эффективность буровых работ и возможность углубления скважины на большую глубину;
экономить металл в результате использования обсадных труб с меньшими толщинами стенок по сравнению со сплошными колоннами, а также использовать трубы с пониженными прочностными характеристиками.
Длину первой секции обсадной колонны выбирают исходя из геологи- ческих требований перекрытия интервала осложнений в минимально возможное время и из условий прочности верхних труб секции на растягивающую нагрузку.
В случае установки головы секции в открытом стволе местоположение устройства для стыковки секций выбирают с учетом данных каверно- и профилометрии на номинальном по диаметру участке ствола скважины. При перекрытии высоконапорных горизонтов и наличии заколонных про-
362
явлений над головой спущенной секции необходимо наращивать последующую секцию обсадной колонны с применением герметизирующих заколонных устройств.
Промежуточные обсадные колонны могут быть нескольких видов: сплошные – перекрывающие весь ствол скважины от забоя до ее
устья независимо от крепления предыдущего интервала; хвостовики – для крепления только необсаженного интервала сква-
жины с перекрытием предыдущей обсадной колонны на некоторую длину; потайные колонны – специальные промежуточные обсадные колонны, служащие только для перекрытия интервала осложнений и не имею-
щие связи с предыдущими или последующими обсадными колоннами. Секционный спуск обсадных колонн и крепление скважин хвосто-
виками являются, во-первых, практическим решением проблемы спуска тяжелых обсадных колонн и, во-вторых, решением задачи по упрощению конструкции скважин, уменьшению диаметра обсадных труб, а также зазоров между колоннами и стенками скважины, сокращению расхода металла и тампонирующих материалов, увеличению скорости бурения и снижению стоимости буровых работ.
В тяжелых условиях бурения (искривление ствола, большое число рейсов) в конструкции скважины предусматриваются специальные виды промежуточных обсадных колонн – сменные.
Обсадные трубы к спуску в скважину подготовляют централизованно на трубных базах или непосредственно на буровых. Доставленные на скважину обсадные трубы должны иметь заводские сертификат и маркировку, подтверждающие их соответствие требованиям стандартов. Перевозить обсадные трубы необходимо на специально оборудованных сухопутных, водных или воздушных транспортных средствах с разгрузкой их подъемным краном или другими способами, исключающими сбрасывание труб или перетаскивание их волоком. Все обсадные трубы, предназначенные для крепления скважины, на буровой необходимо подвергнуть внешнему осмотру. На наружной поверхности 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 части трубы и по внутреннему диаметру муфты следует проверять гладкими калибрами. Ширина пластинчатого щупа, применяемого 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: для ниппеля +0,36, +0,22; для муфты +0,22, +0,36.
Резьбы муфт и труб, а также подготовленные под сварку концы труб должны быть гладкими, без заусенцев и других дефектов.
Соответствие внутреннего диаметра трубы номинальному необходимо проверять с помощью жесткого цилиндрического шаблона.
Условный диаметр обсадной колонны d, ìì |
114–219 |
245–340 |
407–508 |
Длина шаблона, мм ........................................... |
150 |
300 |
300 |
Наружный диаметр шаблона, мм................... |
d–3 |
d–4 |
d–5 |
Обсадные трубы, подлежащие спуску в скважину, должны быть под-
363
вергнуты (на трубной базе или непосредственно на буровой) гидравличе- скому испытанию на внутреннее давление в соответствии с требованиями действующих инструкций. Трубы, которые не выдержали испытаний, следует отбраковывать.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ОСНАСТКА ОБСАДНЫХ КОЛОНН
Под технологической оснасткой обсадных колонн подразумевают определенный набор устройств, которыми оснащают обсадную колонну, чтобы создать условия для повышения качества процессов ее спуска и цементирования в соответствии с принятыми способами крепления скважин. В связи с этим применение технологической оснастки при креплении скважин обязательно.
Изделия технологической оснастки одного наименования имеют несколько конструктивных модификаций, различающихся принципом действия.
Число типов и размеров оснастки в зависимости от условий применения и диаметров обсадных колонн образует более 250 типоразмеров.
Цементировочные головки относятся к оснастке обсадных колонн и предназначены для создания герметичного соединения обсадной колонны с нагнетательными линиями цементировочных агрегатов. В зависимости от конструктивного исполнения их применяют при цементировании различ- ными способами.
Âнекоторых объединениях часто используют цементировочные головки собственных конструкции и изготовления.
Âнастоящее время серийно выпускают головки типов ГЦК, ГУЦ по ТУ 39-1021–85 и ГЦУ по ТУ 39-921–84. Высота цементировочных головок
обоих типов позволяет размещать их в подъемных штропах талевой системы и при соответствующем оснащении использовать при цементировании с расхаживанием обсадной колонны.
Цементировочные головки типа ГУЦ (рис. 12.1; табл. 12.1) поставляют с кранами высокого давления. При установке на устье скважины верхние разделительные пробки в эти головки закладывают заранее, так что отпадает необходимость разборки этой головки после закачивания тампонажного раствора, как это делается в случае применения цементировочных головок типа ГЦК. Последние изготовляют размерами 377 и 426 мм на дав-
|
|
|
|
|
Ò à á ë è ö à 12.1 |
||
Параметры цементировочных головок типа ГУЦ |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Давление |
Диаметр |
Габаритные размеры, мм |
|
|||
Шифр головки |
колонны, |
|
|
|
Масса, кг |
||
pðàá, ÌÏà |
Длина |
Ширина |
Высота |
||||
|
ìì |
|
|||||
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
ÃÓÖ 140-168×400 |
40,0 |
140 |
1148 |
1148 |
875 |
305 |
|
|
|
146 |
|
|
|
|
|
ÃÓÖ 178-194×320 |
|
168 |
|
|
|
|
|
32,0 |
178 |
1190 |
1190 |
935 |
325 |
||
ÃÓÖ 219-245×320 |
|
194 |
|
|
|
|
|
32,0 |
219 |
1225 |
1225 |
970 |
365 |
||
ÃÓÖ 273-299×250 |
|
245 |
|
|
|
|
|
25,0 |
273 |
1270 |
1270 |
1060 |
375 |
||
ÃÓÖ 324-340×100 |
|
299 |
|
|
|
|
|
10,0 |
324 |
1320 |
1320 |
1100 |
410 |
||
|
|
340 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
364