технология бурения 2

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Wэ – скорость восходящего потока вытесняемой жидкости; аn – ускорение движения жидкости;

z n – глубина пласта, в которой возможно поглощение;

кэ – коэффициент, учитывающий увеличение гидравлических сопро-

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

fк – коэффициент местных сопротивлений для муфтового сужения:

lт – длина одной обсадной трубы.

Приняв аn = 0 , можно определить предельно допустимое значение скорости течения в заколонном пространстве:

Если (Wэ )пред > Wкрит , то определяют по приведенной выше формуле скорость спуска колонны. При (Wэ )пред < Wкрит расчет нужно сделать приме-

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

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

Sен = τ0 (dc − dн ) ;

η Wэ

τ0 , η – динамическое напряжение сдвига и пластическая вязкость

промывочной жидкости.

Величину критической скорости (Vкр) можно определить по формуле:

где Reкр – критическое число Рейнольдса:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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.

13.4.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 кольцевого пространства цементным раствором и надежной изоляции пластов.

Башмак колонный (направляющая пробка) (рис. 13.17) устанавливается в нижней части обсадной колонны, соединяется с ней на резьбе или сварке, предназначен для повышения проходимости обсадной колонны по стволу скважины и предупреждения повреждения нижней трубы при посадках.

Рис. 13.17. Башмак колонный БКМ-146

Он должен иметь высокую прочность и легко разбуриваться, если устанавливается на кондукторе или промежуточных колоннах. Их изготовляют из чугуна или бетона. Для обсадных колонн диаметром 351 мм и более, в ряде случаев, применяют башмаки с фаской без металлических направляющих с целью исключения работ по разбуриванию металла на забое.

Над башмаком может устанавливаться башмачный патрубок, представляющий короткий отрезок обсадной колонны с просверленными отверстиями по цилиндрической поверхности, включаемый в компоновку

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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

собсадной колонной в верхней части клапан имеет внутреннюю резьбу,

ав 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 13.18 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 при креплении вертикальных и наклонно направленных скважин целесообразно использовать клапаны третьей группы.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 13.18. Клапан обратный ЦКОД-1:

1 – корпус; 2 – нажимное кольцо; 3 – набор резиновых шайб; 4 – резиновая диафрагма; 5 – опорное кольцо; 6 – шар; 7 – ограничитель; 8 – резинотканевая мембрана; 9 – дроссель

Упорное кольцо (кольцо «стоп») предназначено для получения 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 (рис. 13.19) применяют для центрирования обсадной колонны в скважине в целях 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

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

увеличивать степень вытеснения бурового раствора тампонажным, образуя локальные завихрения восходящего потока раствора в зонах расположения центраторов.

Рис. 13.19. Центратор типа ЦЦ

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°, 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. 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 лопастей турбулизатора типа ЦТ к его вертикальной оси 30; допустимая осевая нагрузка на корпус 0,118 кН. На рисунке 13.20 представлены центраторы – турбулизаторы с упругими (ЦТ) и жесткими (ЦТГ) лопастями.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 13.20. 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 загустеваниев процессе закачиванияи продавливания.

Проволочные скребки корончатого типа устанавливают на обсадной колонне рядом с центратором, выше и ниже каждого из них. Допускаемая осевая нагрузка на ограничительное кольцо СК 0,118 кН. На рисунке 13.21 представлен скребок корончатого типа СК.

Рис. 13.21. Скребок корончатый типа СК:

1 – корпус; 2 – штифт; 3 – скребущие элементы; 4 – накладки; 5 – стопорные кольца; 6 – клинья; 7 – обсадная труба

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Цементировочная головка (рис. 13.22) 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 закачивание и продавливание тампонажного раствора. Один из отводов всегда находится наверху, и через него начинается закачивание 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 в обсадной колонне и кольцевом пространстве.

Рис. 13.22. Головка цементировочная (схема и общий вид)

В настоящее время находят применение цементировочные головки, имеющие перепускную линию между отводами и линию для промывки нагнетательных линий (рис. 13.23). 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.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 13.23. Цементировочная головка компании Халибертон

Разделительные цементировочные пробки используют для разделе-

ния 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 (рис. 13.24 а).

Рис. 13.24. Цементировочные разделительные пробки: а – верхняя и нижняя, б – секционные пробки

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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.

Верхняя пробка глухая и ее пускают в обсадную колонну после закачивания тампонажного раствора перед продавочной жидкостью. Использование верхней пробки обязательно. К концу продавливания она обычно опускается на нижнюю пробку (или на стопорное кольцо), а давление возникающего гидравлического удара сигнализирует об окончании процесса цементирования, а также, при необходимости, позволяет 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 (рис. 13.24 б). Это связано с тем, что внутренние диаметры обсадных и бурильных труб различны. Нижняя секция пробки имеет больший диаметр и подвешивается на срезных 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 (рис. 13.25) применяются для ступенчатого или манжетного цементирования. Область их применения и технология использования будет рассмотрена в разделе «Способы цементирования» данной главы.

Конструкций муфт ступенчатого цементирования (МСЦ) или устройств ступенчатого цементирования (УСЦ) достаточно много, но основными их элементами являются следующие.

-корпус, на концах которого имеются резьбы для соединения с трубами обсадной колонны.

-промывочные окна в корпусе, закрываемые подвижной (скользящей) втулкой, фиксируемой в корпусе срезными штифтами. В некоторых конструкциях промывочные окна закрываются диафрагмами, рассчитанными на заданное давление.

-подвижная (скользящая) втулка, закрывающая промывочные окна.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Продавливание тампонажного раствора, открытие и закрытие промывочных окон осуществляется с помощью специальных пробок, количество и конструкции которых может быть различным (от 1 до 3). Как правило, первая из пробок имеет широкие резиновые манжеты, позволяющие пробке легко проходить через муфту, не вызывая ее срабатывания. Вторая пробка глухая, может быть чугунная (иногда называемая «бомбой»), служит для открытия промывочных окон. В некоторых конструкциях муфт она отсутствует. Третья пробка имеет максимальный диаметр и служит для закрытия промывочных окон.

Рис. 13.25. 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 – пробки продавочная, падающая («бомба»)

и запорная соответственно