Устройства спуска, подвески и герметизации хвостовика типа УСПГХ-114/168.

Устройство предназначено для спуска, цементирования и подвески хвостовика диаметром 114, 3 мм с герметизацией межтрубного пространства при подвеске его в обсадной колонне диаметром I68, 3 мм. Техническая характеристика приведена в таблице 24.

 

Таблица 24 - Основные технические данные подвесок хвостовиков

№ п/п	Наименование параметров	ПХН 114 / 168	ПХЦ 114/168	УСПГХ 114/168
	Условный диаметр хвостовика, мм
	Условный диаметр обсадной колонны, мм
	Максимальный наружный диаметр комплекса, мм
	Проходной диаметр устройств комплекса, мм
	Максимальный диаметр окружности, описывающий раздвижные и герметизирующие элементы комплекса в рабочем положении, мм
	Длина узлов (разъединитель +пакер + якорь), мм, не более,
	Масса узлов (разъединитель + пакер + якорь), кг, не более,

 

Окончание таблицы 24

	Максимальный вес подвешиваемого хвостовика, кН (тн)	200 (20)	200 (20)	200 (20)
	Избыточное давление на верхнюю продавочную пробку, Р1, МПа	-	5, 0	4, 0
	Давление срабатывания заякоривающего устройства Р2, МПа	12, 0	9, 0	11, 0
	Давление срабатывания гидромеханического пакера, Р3, МПа	12, 0	12, 0	15, 0
	Давление срабатывания разъединяющего узла, Р4, МПа	16, 0	15, 0	16, 0
	Максимальный перепад давления между разобщаемыми зонами, DР, МПа	30, 0	30, 0	30, 0
	Максимальная рабочая температура, 0С
	Присоединительная резьба верхняя по ГОСТ 28487-90	З-101	З-101	З-101
	Присоединительная резьба нижняя по ГОСТ 632-80	ОТТМ 114	ОТТМ 114	ОТТМ 114
	Избыточное давление для посадки в патрубок с упорным кольцом подвесной и продавочной пробок вместе, МПа	-	-	4, 0
	Максимальный обратный перепад давления на подвесную и продавочную пробки на упорном кольце после приведения устройства в действие, МПа	-	-	20, 0
	Минимальное осевое усилие сдвига устройства в рабочем положении, кН	-	-	250-300

 

Комплекс КРР 146 предназначен для:

· герметичного разобщения горизонтальной части ствола скважины заколонными проходными гидравлическими пакерами, заполняемыми твердеющим материалом;

· размещения между пакерами механически управляемых - открываемых и закрываемых - колонных фильтров и клапанов;

· проведения операций пакеровки скважины и регулирования колонных фильтров и клапанов с помощью многофункционального внутриколонного управляющего инструмента, спускаемого на насосно-компрессорных трубах (НКТ) и приводимого в действие гидравлическими и механическими операциями.

Область применения комплекса - скважины диаметром 215, 9 мм, обсаженные эксплуатационными колоннами: диаметром 146 мм с горизонтальным окончанием ствола, вскрывающим отложения, которые должны быть разобщены в заколонном пространстве скважины без ухудшения их коллекторных свойств и с возможностью их сообщения и разобщения с полостью эксплуатационной колонны через механически управляемые фильтрующие и перепускные устройства.

В состав комплекса входят: центраторы спиральные турбулизирующие; муфта циркуляционная для цементирования МЦП-146; пакер ППГУ-146; скважинный управляемый клапан КРР 146.03;. фильтр скважинный управляемый КРР 146.02.; пакер КРР146.01.; обратный клапан ТОК-146; фиксатор МЦП-220; доливное устройство ДУ-146; башмак цельнометаллический БОК-146.

Технические данные комплекса КРР 146 приведены в таблице 25.

Разделительные цементировочные пробки используют для разобщения 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. Нижнюю пробку вводят в обсадную колонну непосредственно перед закачкой тампонажного раствора для предотвращения его смешивания с буровым раствором. Верхнюю пробку вво­дят в обсадную колонну после закачки тампонажного раство­ра и перед закачкой продавочной жидкости. При цементиро­вании потайных колонн и секций обсадных колонн

Таблица 25 - Технические данные комплекса КРР 146

Наименование параметров	Величина
Максимальное внутреннее давление, МПа
Максимальная растягивающая осевая нагрузка, кН *
Наружный диаметр, не более, мм
Диаметр проходного канала, не менее, мм
Длина рукавного уплотнительного элемента пакера, не менее, мм **
Объем заправляемой в пакер смолы, не более, л
Длина фильтрующего элемента колонного фильтра, не менее, мм ***
Величина зазора в фильтрующем элементе	0.25+0.05
Длина в рабочем положении, не более, мм
пакера
фильтра
клапана
Длина в транспортном положении, не более, мм
пакера
фильтра
клапана
Масса в рабочем положении, не более, кг
пакера
фильтра
клапана
Масса в транспортном положении, не более, кг
пакера
фильтра
клапана
Масса комплекса, не более, кг
Присоединительные резьбы ОТТМ ГОСТ 632-80
* Определяется опытным путем ** Могут совместно устанавливаться два и более заколонных пакера *** Могут совместно устанавливаться два и более фильтра

 

использу­ют верхние двухсекционные пробки, состоящие из двух час­тей: нижней части, подвешиваемой на средних калиброван­ных штифтах в обсадной трубе, соединенной с бурильной ко­лонной, и верхней части, продавливаемой по бурильным трубам. Основные технические параметры комплекта разделительных пробок с фиксатором КРПФ 140-146 представлены в таблице 26 и на рисунке 16.

 

Таблица 26 - Основные параметры КРПФ 140-146

Условный внутренний диаметр колонны, мм	140-146
Диаметр манжет пробок, мм
Длина пробок, мм	345; 350
Перепад давления, выдерживаемый комплектом после фиксации между собой и на стоп-кольцо, МПа, не менее
Давление срабатывания диафрагмы, МПа, не более	1, 5
Рабочая температура, 0С (К)	130 (403)
Масса комплекта, кг, не более

 

Рисунок 16 - Комплект разделительных пробок с фиксатором КРПФ 140-146: I-пробка верхняя ПРВФ; II-пробка нижняя

ПРНФ; III- кольцо-стоп; 1-корпус; 2-наконечник; 3- манжета; 4-диафрагма; 5-уплотнительное кольцо; 6-штифт; 7- кольцо разрезное (фиксатор); 8- воронка; 9- место маркировки.

Таблица 27 - Технологическая оснастка обсадных колонн

Номер колонны в порядке спуска	Название колонны, условный диаметр, мм	Элементы технологической оснастки
Номер в порядке спуска	Наименование, шифр, типоразмер	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ и т.д. на изготовление	Диаметр, мм	Длина (высота), мм	Масса, кг.	Количество, шт.
Наружный	Внутренний
	Направление		Башмак Б-426 Башмак Б-324	ОСТ 26-02-227-71 ОСТ 26-02-227-71
	Кондуктор		Башмак БК-426 Центратор ЦЦ-426/508-2 Башмак БК-324 Центратор ЦЦ-324/394-2 Башмак БК-245 Центратор-245/295-320-2 Обратный клапан ЦКОД-245-2 Пробка ПВЦ-219-245	ОСТ 39-011-74 ТУ 39-01-08-283-77 ОСТ 39-011-74 ТУ 39-01-08-283-77 ОСТ 39-011-74 ТУ 39-01-08-283-77 ТУ 39-01-08-283-77 ТУ 39-01-268-76				42, 8 28, 5 16, 8
	Промежуточная 245		Башмак БК-245 Обратный клапан ЦКОД-245-2 Центратор-245/295-320-2 Пробка ПВЦ-219-245	ОСТ 39-011-74 ТУ 39-01-08-283-77 ТУ 39-01-08-283-77 ТУ 39-01-268-76				57, 2 16, 8	х
	Эксплуатационная колонна 168		Башмак БК-168 ОТТМ Обратный клапан ЦКОД-168-2 ОТТМ Центратор ЦЦ-168/216-245-2 Пакер ПГП-168 Пакер ПДМ-168 Пробка ПВЦ-146-168 Башмак –146 ОТТМ	ОСТ 39-011-74 ТУ 39-01-082-281-77 ТУ 39-01-08-283-77 ОСТ 39-149-83 ОСТ 39-149-83 ТУ 39-01-268-76 ОСТ-30-011-74				11, 3	х х хх

Окончание таблицы 27

			Обратный клапан ЦКОД-146 ОТТМ Центратор ЦЦ-146/191-216-2 Пакер ПГПМ-146 Пакер ПГМД-146 Пробка ПВЦ-146-168 Башмак БК-140 Обратный клапан ЦКОД-140-1 Центратор 140/191-216-2 Пакер ПГП-140 Пробка ПВЦ 140-168	ТУ-39-01-08-281-77 ТУ 39-01-08-283-77 ОСТ 39-149-83 ОСТ 39-149-83 ТУ 39-01-268-76 ОСТ-30-011-74 ТУ-39-01-08-281-77 ТУ 39-01-08-283-77 ОСТ 39-149-83 ТУ 39-01-268-76				19, 8 10, 3	х х хх х х
	Хвостовик 114	В случае установки без цементирования
	Башмак БК-114 Пакер ПМП-114	ОСТ-39-011-74 ОСТ 39-149-83			76, 5
В случае цементирования
	Башмак БК-114 Обратный клапан ЦКОД-114-1 Пробка СП-114х146	ОСТ-30-011-74 ТУ-39-01-08-281-77 ТУ 39-201-76			76, 5	3, 8

 

Примечание: 1. Использовать пробки без металлического сердечника.

2. Установка пакеров, скребков и турбулизаторов производится согласно п.5.5. РД 5753490-009-98 в скважинах с близким расположением нефтегазоводоносных горизонтов.

Х. Количество элементов оснастки определяется исходя из конкретных геолого-технических условий.

ХХ. Установка пакеров ПДМ предусматривается в случае невозможности цементирования скважины в одну ступень.

3. Сборка в одной колонне труб с невзаимозаменяемыми резьбовыми соединениями производится с помощью переводников, изготовленных на ЦБПО или ЦТБ.

4. Взамен пакеров типа ПГП могут использоваться пакеры типа ПГПМ.

5. Рекомендуется также использовать: патрубки для установки колонных головок диаметром 146, 168, 245 мм и превентора 245 мм.; жесткий центратор с опорным кольцом для подвески колонны 146, 168, 245 мм в кондукторе; прямоточный центратор ЦПЖ 146/195; подгонные, реперные, допускные патрубки.

Результаты расчетов и обоснований для данного раздела представить в виде таблицы (например, таблица 28 )

Таблица 28 – Элементы оснастки обсадной колонны (пример)

Название колонны	Диаметр колонны, мм	Вид оснастки	Тип, Шифр, Стандарт	Коли-чество	Глубина установки, м. (от устья скважины)

 

Спуск обсадных колонн

В данном разделе обосновываются виды и объемы подготовительных работ к спуску обсадной колонны, а именно:

- интервалы и скорость проработки отдельных интервалов;

- компоновка бурильной колонны для проработки ствола и кольматации проницаемых участков;

- интенсивность и продолжительность промывки;

- комплекс геофизических исследований перед спуском;

- способ спуска обсадных колонн (в один прием или по частям);

- для хвостовиков – способ подвески, расчет бурильных труб на прочность при растяжении [13];

- рассчитываются предельная скорость спуска колонны [2] и допустимая величина ее опорожнения при спуске [2];

Предельная скорость спуска обсадной колонны определяется из соотношения Рс = Ргст +Ргд ≤ Ргр,

где Ргст - гидростатическое давление столба промывочной жидкости на глубине наиболее слабого пласта (пласта с наименьшим индексом давления начала поглощения или гидроразрыва);

Ргд - гидродинамическое давление в скважине при спуске колонны труб с закрытым нижним концом;

Ргр - давление начала поглощения (гидроразрыва) наиболее слабого пласта.

Гидродинамические давления при спуске определяются: при турбулентном течении вытесняемой жидкости по формуле (43); при ламинарном течении по формуле (44)

(43)

(44)

В формулах (43) и (44) l_i, D_i , - соответственно длина и гидравлический диаметр кольцевого пространства на i - том участке, м; U_i - скорость течения жидкости на i - том участке, м/с; n – количество участков кольцевого пространства различного размера от устья до наиболее слабого пласта, τ 0 – динамическое напряжение сдвига, Па; λ - коэффициент гидравлических сопротивлений.

Коэффициент β является функцией параметра Сен-Венана Илюшина и находится по графикам, приведенным в [2] или по интерполяционной формуле (для интервала 10 < Sеn < 900)

(45)

Скорость течения вытесняемой жидкости при спуске колонны труб с закрытым нижним концом определяется из выражения

(46)

где ω _T - скорость движения труб, м/с;

Dо_i Dс_i, - соответственно, диаметр скважины и наружный диаметр обсад-

ных труб, мм на i - том участке скважины, м;

в_Т - коэффициент, учитывающий увлечение части жидкости стенками

колонны труб. Для практических расчетов можно принимать в_Т=0, 5.

По приведенным уравнениям строится зависимость T Pc = f (ω _T ) и, зная значение Ргр, по графику находится предельно допустимая скорость спуска колонны труб.

Величина практической скорости, соответствующей смене режимов течения находится из выражений (47 или 48).

(47)

где ;

η – пластическая вязкость промывочной жидкости, Па∙ с;

Не - параметр Хедстрема, определяется из уравнения

Для упрощенных расчетов ω _кр можно определить из выражения

(48)

Полученные значения скорости спуска сравниваются с нормативными, после чего принимается окончательное решение, которое записывается в геолого-техническом наряде (ГТН).

Допустимая глубина опорожнения колонны при спуске определяется из условия предупреждения ее смятия наружным избыточным давлением.

(49)

где Ркр - критическое давление на смятие, МПа;

Ргд - гидродинамическое давление в заколонном пространстве, МПа, при принятой скорости спуска.

 

Цементирование скважин

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: