технология бурения 3

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Потайные обсадные колонны - хвостовики также спускают в скважину на бурильных трубах. Длинные хвостовики подвешивают в предыдущей колонне с помощью специальных устройств, либо на цементном камне. В последнем случае бурильная колонна отворачивается от обсадной после затвердевания цементного раствора. Если хвостовик спускается в газовую скважину, соединение его с предыдущей колонной осуществляется через пакер.

17.3.3. Скорость спуска обсадных колонн

Скорость спуска обсадных колонн должна быть не более 1,5 м/с для эксплуатационных и 0,5–1,0 м/с для промежуточных колонн в зависимости от их диаметра, причем скорость спуска должна уточняться расчетом.

В процессе спуска колонны без ограничения скорости спуска, особенно при малых кольцевых зазорах, возможен гидроразрыв горных пород или поглощение промывочной жидкости из-за высоких гидродинамических давлений. Наиболее опасная ситуация возникает при спуске обсадной колонны с закрытым обратным клапаном, поскольку вся жидкость, вытесняемая колонной, движется только по заколонному пространству.

При движении обсадной колонны вниз вместе с ней будет двигаться часть смежного слоя жидкости, поэтому жидкость, вытесняемая колонной из скважины, движется вверх не по всему сечению, а лишь по наружной части его.

Среднюю эффективную скорость выходящего потока можно определить по формуле:

где Wт – скорость спуска труб; Bт – поправка, учитывающая искажение

профиля скоростей, принимают равной 0,5.

Чтобы при спуске не было поглощений, необходимо ограничивать гидродинамическое давление, которое при спуске колонны складывается из двух компонентов: одного – зависящего от скорости, которую приобрела жидкость к концу предшествовавшего момента времени, и второго - инерционного, зависящего от ускорения движения жидкости в рассматриваемый момент. Так при турбулентном режиме течения это условие можно записать, как:

гдеλк – коэффициент гидравлических сопротивлений:

247

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

λ= 0,3164

кRe0.25 ;

Wэ – скорость восходящего потока вытесняемой жидкости; аn – ускорение движения жидкости; zn – глубина пласта, в которой возможно поглощение; кэ – коэффициент, учитывающий увеличение гидравлических со-

противлений в заколонном пространстве за счет муфт на обсадных трубах и элементов технологической оснастки:

f к – коэффициент местных сопротивлений для муфтового сужения:

нительно к структурному режиму течения, при котором гидродинамическое давление будет равно:

где β к – безразмерная величина, определяемая в зависимости от параметра Сен-Венана-Ильюшина по эмпирическим зависимостям:

Sен = τ 0 (dc − dн );

η Wэ

τ 0 , η – динамическое напряжение сдвига и пластическая вязкость промывочной жидкости.

248

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Величину критической скорости (Vкр) можно определить по формуле:

где Vкр – критическое число Рейнольдса:

Reкр = 7,3 Re0.5 + 2100 .

Полученные расчетные скорости спуска обсадных колонн сравниваются с нормативными, и в качестве окончательного решения принимается минимальное из двух значений.

17.4.Технологическая оснастка обсадных колонн

Коснастке обсадной колонны относятся устройства, включаемые в ее компоновку для предупреждения осложнения и аварии при спуске и последующем цементировании скважины, а также для эффективного заполнения кольцевогопространствацементнымраствороми надежной изоляциипластов.

Башмакколонный(направляющая пробка) (рисунок 17.17) устанавливается в нижней части обсадной колонны, соединяется с ней на резьбе или сварке, и предназначен для повышения проходимости обсадной колонны по стволу скважины ипредупрежденияповреждениянижней трубыприпосадках.

Он должен иметь высокую прочность и легко разбуриваться, если устанавливается на кондукторе или промежуточных колоннах. Направляющие насадки башмаков изготовляют из чугуна или бетона. Для обсадных колонн диаметром 351 мм и более, в ряде случаев, применяют башмаки с фаской без металлических направляющих насадок с целью исключенияработпоразбуриваниюметалланазабое.

Над башмаком может устанавливаться башмачный патрубок, представляющий короткий отрезок обсадной колонны с просверленными отверстиями по цилиндрической поверхности, включаемый в компоновку колонны, когда есть опасения, что промывочные каналы в направляющей пробке могут забиться.

Обратный клапан предупреждает поступление бурового или тампонажного раствора из кольцевого пространства в обсадную колонну при снижении давления в ней в процессе крепления скважины. Его монтируют в башмаке обсадной колонны или на 10–20 м выше него. Для соединения с

249

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

обсадной колонной в верхней части клапан имеет внутреннюю резьбу, а в нижней части – наружную, которые соответствуют типоразмерам резьбы обсадных колонн. По виду запорного элемента они делятся на тарельчатые, шаровые и с шарнирной заслонкой. Обратные клапана, предназначенные для установки на кондукторе или промежуточной колонне должны легко разбуриваться при дальнейшем углублении скважины.

По принципу действия различают следующие типы обратных клапанов: а) глухие – исключающие поступление жидкости из скважины в обсадную колонну при ее спуске в скважину. При использовании обратных клапанов данной группы возникают максимальные гидродинамические давления на пласты при спуске колонны из-за эффекта «поршневания». В то же время, применение этих клапанов в компоновке колонны позволяет спускать ее

«порожней», максимально снижает нагрузку на талевую систему.

б) дифференциальные – обеспечивающие периодическое заполнение спускаемой обсадной колонны буровым раствором при определенном (задаваемом) перепаде давлений между внутренним пространством обсадной колонны и скважиной, но исключающие возможность обратной циркуляции раствора;

в) дроссельные – обеспечивающие постоянное заполнение обсадной колонны раствором при спуске в скважину и позволяющие проводить промывку скважины обратной циркуляцией. На рисунке 17.18 приведена схема одного из наиболее распространенных обратных клапанов ЦКОД (цементировочный клапан обратный дроссельный).

Для постоянного заполнения колонны клапаны такого типа спускают в скважину без запорного шара, который доставляют в клапан в процессе промывки. Для спуска «порожней» колонны запорный шар устанавливают в корпус клапана на поверхности, т.е. в этом случае ЦКОД будет «глухим» клапаном.

Если возможны нефтегазоводопроявления, но отсутствуют поглощения, то при креплении вертикальных и наклонно направленных скважин следует применять обратные клапаны соответственно первой и второй групп. При возможности поглощения и отсутствии проявления пластов целесообразно использовать кла-

250

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

паны третьей группы при креплении вертикальных и наклонно направленных скважин.

Упорное кольцо (кольцо «стоп») предназначено для получения четкого сигнала об окончании процесса продавливания тампонажного раствора при цементировании скважины. Его изготовляют из серого чугуна и устанавливают в муфте обсадной колонны на расстояния 10–30 м от башмака. Внутренний объем обсадной колонны от кольца «стоп» до башмака обсадной колонны называют «цементным стаканом».

Центраторы (рисунок 17.19) применяют для центрирования обсадной колонны в скважине для обеспечения равномерного заполнения кольцевого пространства тампонажным растворами и качественного разобщения пластов. Они также облегчают работу подвеске хвостовиков и стыковке секций обсадных колонн при центрировании их верхних концов. Некоторые авторы считают, что центраторы облегчают процесс спуска обсадной колонны, уменьшая силу трения между обсадными трубами и стенками скважины. Определенные разновидности центраторов могут увеличивать степень вытеснения бурового раствора тампонажным, образуя локальные завихрения восходящего потока раствора в зонах расположения центраторов.

Центраторы по конструкции делятся на разъемные и неразъемные, пружинные и жесткие, а по характеру закрепления пружинных планок – на сварные и разборные. Их обычно устанавливают в средней части каждой обсадной трубы, т.е. в местах наибольшего изгиба.

Эффективность центраторов снижается при установке их в зоне каверн, поэтому их рекомендуется размещать в тех участках интервала цементирования, где диаметр ствола близок к номинальному. Если зенитный угол не превышает 3°,

Рисунок 17.19 – Центратор типа ЦЦ расстояние между центраторами может составлять 20–25 м, а на участках с

большим зенитным углом, а также на участках интенсивного изменения зенитного угла, фонари целесообразно ставить на каждой трубе.

Число центраторов рассчитывается по методике ВНИИКРнефти [7, 9, 10]. Турбулизаторы предназначены для завихрения восходящего потока тампонажного раствора в затрубном пространстве при цементировании скважины. Их устанавливают на обсадной колонне в зонах расширения ствола скважины на расстоянии не более 3 м друг от друга. Лопасти турбулизаторов могут быть металлическими или резиновыми (резина покрывается двумя слоями кордной хлопчатобумажной ткани). Угол наклона ло-

251

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

пастей турбулизатора типа ЦТ к его вертикальной оси 30; допустимая осевая нагрузка на корпус 1,18 тс. На рисунке 17.20 представлены центраторы

– турбулизаторы с упругими (ЦТ) и жесткими (ЦТГ) лопастями.

Рисунок 17.20 – Центраторы-турбулизаторы с упругими (ЦТ) и жесткими (ЦТГ) лопастями; 1 – накладки; 2 – упругие лопасти; 3 – корпус; 4 – винтовой клин

Скребки используются для разрушения фильтрационной корки бурового раствора на стенках скважины при спуске обсадной колонны и получения более прочного контакта цементного камня с горной породой. В то же время, некоторые специалисты считают, что удаление фильтрационной корки с проницаемых участков ствола скважины вызовет усиление фильтрации жидкости затворения из тампонажного раствора и может спровоцировать его преждевременное загустевание в процессе закачки и продавки.

Проволочные скребки корончатого типа устанавливают на обсадной колонне рядом с центратором, выше и ниже каждого из них. Допускаемая

осевая нагрузка на ограничительное кольцо СК 1,18 тс. На рисунке 17.21 представлен скребок корончатого типа СК.

252

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Цементировочная головка (рисунок 17.22) предназначена для обвязки устья при цементировании нефтяных и газовых скважин. Она имеет корпус с тремя или пятью отводами, оборудованных кранами и соединениями типа БРС (быстроразборные соединения) для подключения к нагнетательным линиям, по которым осуществляется закачка и продавка тампонажного раствора. Один из отводов всегда находится наверху, и через него начинается закачка продавочной жидкости. На нижней части корпуса нарезается наружная резьба для соединения с обсадной колонной. Навинченная на обсадную колонну цементировочная головка, в зависимости от конструкции, может иметь одну или две цементировочных пробки, фиксируемых специальными стопорными штифтами. Если применяется цементировочная головка, рассчитанная на установку одной пробки, нижняя пробка может размещаться внутри обсадной колонны до установки цементировочной головки, или нижняя пробка не применяется. В случае установки внутри головки нижней разделительной пробки требуется более или менее длительная остановка насосов для открытия крышки и установки второй пробки. Кроме того, во время этой остановки, перед второй пробкой в колонне образуется воздушный пузырь из-за разницы гидростатического давления обсадной колонны в кольцевом пространстве.

Рисунок 17.22 – Головка цементировочная (схема и общий вид)

253

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В настоящее время находят применение цементировочные головки, имеющие перепускную линию между отводами и линию для промывки нагнетательных линий (рисунок 17.23). Кроме того, в такой цементировочной головке размещают одновременно верхнюю и нижнюю цементировочные пробки. Применение таких цементировочных головок позволяет упростить схему их обвязки и обслуживания, облегчая условия работы персонала.

Разделительные цементировочные пробки используют для разделения тампонажного раствора от бурового и продавочной жидкости при цементировании обсадных колонн, а также получения сигнала об окончании процесса продавливания тампонажного раствора. Они делятся на нижние и верхние (рисунок 17.24 а).

Нижняя пробка имеет диафрагму, и ее пускают в обсадную колонну перед тампонажным раствором. Назначение пробки – предупреждение смешения тампонажного раствора с буровым раствором при их движении вниз внутри обсадной колонны. Кроме разделения флюидов, нижняя цементировочная пробка скоблит и очищает обсадную колонну во время своего движения, не допуская тем самым загрязнения флюида (цементного раствора), который за ней следует. При посадке на кольцо «стоп» диафрагма под действием давления разрушается, и тампонажный раствор вытекает в затрубное пространство.

Рисунок 17.23 – Цементировочная головка компании Халибертон

254

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

а

б

Секционные пробки Рисунок 17.24 – Цементировочные разделительные пробки

Верхняя пробка глухая и ее пускают в обсадную колонну после закачки тампонажного раствора перед началом закачки продавочной жидкости. Использование верхней пробки обязательно. К концу продавки она обычно опускается на нижнюю пробку (или на стопорное кольцо), а давление возникающего гидравлического удара сигнализирует об окончании процесса цементирования, а также, при необходимости, позволяя сразу после цементирования провести испытания колонны под давлением (опрессовать колонну).

При цементировании потайных колонн или секций обсадных колонн, спускаемых на бурильных трубах, используют двухсекционные верхние цементировочные разделительные пробки (рисунок 17.24 б). Это связано с тем, что внутренние диаметры обсадных и бурильных труб различны. Нижняя секция пробки имеет больший диаметр и подвешивается на срез-

255

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ных калиброванных штифтах в обсадной трубе, соединенной с бурильной колонной. Верхняя секция имеет размер, соответствующий внутреннему диаметру бурильных труб, и разделяет промывочную жидкость и тампонажный раствор при их движении внутри бурильных труб. После выхода из бурильных труб верхняя секция пробки «садится» на нижнюю секцию, затем происходит срезка штифтов и далее обе секции движутся вместе.

Муфты ступенчатого цементирования (рисунок 17.25) применяются для ступенчатого или манжетного цементирования. Область их применения и технология использования будет рассмотрена в разделе «Способы цементирования» данной главы.

Рисунок 17.25 – Муфты ступенчатого цементирования МСЦ-1 (схема) [4] а, б, в – различные положения втулки; 1 – корпус; 2 – обойма; 3, 6 – верхняя и нижняя

втулки; 4 – срезные винты; 5 – заслонка; 7 – циркуляционное отверстие; 8 – упорное кольцо; 9, 10, 11 – пробкипродавочная, падающая(«бомба») изапорнаясоответственно

256