книги / Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах

13.5. Элементы технологической оснастки хвостовиков

Башмаки колонные.

Колонные башмаки предназначены для оборудования низа обсадных колонн с целью направления их по стволу скважины и защиты от повреж­ дения при спуске в скважину.

Башмак выполнен в виде короткого толстостенного стального патрубка, который одним концом присоединяется к низу обсадной колонны на резь­ бе или сварке, а второй конец, как правило, оборудуют направляющей на­ садкой, изготавливаемой из легко разбуриваемых материалов: бетона (типа БКМ), алюминия (типа БКА) (табл. 13.14).

Для случаев, когда спуск хвостовика производят с проработкой ослож­ ненного ствола, направляющие насадки выполняются в виде породоразру­ шающего наконечника.

Клапаны обратные.

Обратные клапаны, применяемые при креплении скважин хвостовика­ ми, обычно устанавливаются в башмаке колонны или на 10—20 м выше не­ го (табл. 13.15).

Основное назначение обратного клапана — предотвратить переток буро­ вого или тампонажного раствора из заколонного пространства в обсадную колонну на разных стадиях крепления скважины.

Для различных условий спуска и цементирования обсадных колонн соз­ дано несколько разновидностей обратных клапанов, отличающихся между собой как конструкцией, так и принципом действия. По виду запорного

	Табл и ца	13.14. Башмаки колонные
	Типораз­	Условный диа­	Наружный	Диаметр отвер­
	мер баш­	метр оснащае­		стий в насадке	Высота, мм	Масса, кг
			диаметр, мм
	мака	мой колонны, мм		башмака, мм
	БК-89 *	—	—	—	—	—
	БКА-102	101,6	по	40	335	7,3
	БКА-114	114,3	127	50	331	10,7
	БКМ-114	114,3	133	50	274	14,0

Присоединительные резьбы: ГОСТ 632—80: трапециидальная ОТТМ, высокогерметичная ОТТГ. По спецзаказу могут быть выполнены присоединительные резьбы других типов;

* импортное исполнение (Baker и др.)

Таблица 13.15. Основные технические характеристики обратных клапанов

Типоразмер	Условный диа­	Рабочее	Диаметр	Наружный	Высота	Масса кла­
	метр обсадной	давление,	шара,	диаметр кла­	клапана,
клапанов	колонны, мм	МПа	мм	пана, мм	мм	пана, кг
89 *	—	—	—	—	—	—
КОШ-102	102	10	46	по	450	7,5
КОШ-114	114	10	55	127	450	9,1
ЦКОД-114-1	114	15	45	133	290	11,0
КОДГ-114	114	25	45	133	340-355	13,0-14,0

* импортное исполнение (Baker и др.)

Таблица 13.16. Основные технические характеристики центраторов типа ПЦ

Шифр изделия

Наименование показателя, ед. измерения

ПЦ 89/120-124

ПЦ 102/122

ПЦ2-114/144

ПЦ2А-114/144

ПЦ2Б-114/144

Максимальный наружный диаметр, мм	145	145	145	160	160
Диаметр проходного канала, мм	92	106	116	иб	пб
Длина в рабочем положении, мм	396	396	545	545	545
Масса, кг, не более	2	2	5	5	5
Величина осевого усилия проталкивания центратора, кН	1,5	1,85	1,9	1,9	1,9
Максимальная величина центрирующего усилия, созда­	8	8	8	8	8
ваемая центратором в столе скважины, кН

элемента они подразделяются на тарельчатые, шаровые и имеющие шар­ нирную заслонку.

По принципу действия различают следующие три основных вида обрат­ ного клапана.

1. Полностью исключающие перемещение жидкости из заколонного пространства в колонну при ее спуске в скважину. Целесообразно исполь­ зовать при креплении вертикальных скважин, где возможны нефтегазопроявления, но отсутствуют поглощения. К этой группе относится обратный клапан типа КОШ -102 с постоянно подпружиненным запорным элемен­ том.

2.Обеспечивающие самозаполнение спускаемой обсадной колонны жидкостью при определенном перепаде давления над клапаном и в заколонном пространстве, но исключающие возможность обратной циркуля­ ции жидкости. Целесообразно применять в наклонных скважинах, где воз­ можны нефтегазопроявления, но отсутствуют поглощения.

3.Обеспечивающие постоянное самозаполнение обсадной колонны Жидкостью при спуске в скважину и позволяющие вести ее промывку мето­ дом обратной циркуляции. Такие клапаны включаются в работу после дос­ тавки запорного элемента с поверхности в его корпус. Целесообразно при­ менять при креплении вертикальных и наклонных скважин в условиях по­ глощения и отсутствия проявлений пластов. К этой группе относятся кла­ паны типа ЦКОД, ЦКОДМ.

Сцелью повышения надежности работы клапана в горизонтальных скважинах и в скважинах с большими углами наклона разработаны клапа­ ны КОДГ и КОШ, в которых исключается смещение запорного шара от

Центра к стенке корпуса клапана.

Центраторы.

Центраторы (табл. 13.16) предназначены для обеспечения концентрич­ ного размещения обсадной колонны в скважине с целью получения после­ дующего качественного разобщения пластов.

Пакеры заколонные.

Заколонные проходные пакеры служат для непосредственной изоляции

Т а б л и ц а 13.17. Технические характеристики пакеров типа ПДМ-114

Тип паке-	Диаметр обсадной	Наружный диа­	Внутренний диа­	Длина пакера в рабо­
ра	трубы, мм	метр пакера, мм	метр пакера, мм *	чем положении, мм
П Д М -114	114,3	130	94	2950

Пр и м е ч а н и е: * - без учета разбуриваемых деталей (не менее)

иразобщения пластов, а также обеспечивают оптимизацию условий фор­ мирования кольца цементного камня в прилегающих зонах. В частности, они исключают проникновение пластового газа или агрессивной жидкости

в твердеющую тампонажную смесь, центрируют смежные участки колон­ ны, вызывают образование над собой зоны седиментационного уплотнения тампонажного раствора, защищают цементный камень от ударной волны при перфорации, сохраняют его контакт с трубами при изменении осевых

нагрузок на колонну и т. д.

Разработана и выпускается широкая гамма проходных (т. е. перекры­ вающих внутренний канал) гидравлических и гидромеханических пакеров, предназначенных для герметичного перекрытия заколонного пространства обсадных колонн. Для хвостовиков диаметром 102 мм, 114 мм наибольшее применение нашли пакеры ПГП. Для манжетного цементирования при креплении скважин хвостовиками диаметром 114 мм могут применяться

пакеры ПДМ-114 (табл. 13.17).

Пакеры ПДМ обеспечивают проведение двухступенчатого и манжетного цементирования наклонно направленных и горизонтальных БС с создани­ ем герметичной перемычки в заколонном пространстве над поглощающи­

ми или проявляющими пластами.

Устройства для спуска и подвески хвостовиков.

Разработки комплексов технических средств для спуска, подвески и гер­ метизации хвостовиков были начаты в ОАО НПО «Буровая техника» — ВНИИБТ и продолжены в ООО НТЦ «ЗЭРС» и АООТ «Тяжпрессмаш»

(табл. 13.18).

Комплексы включают в себя всю необходимую технологическую оснаст­ ку для надежного разобщения пластов при креплении скважин хвостовика­ ми диаметром 102 мм, 114 мм в обсадных колоннах диаметром 146 мм и 168

мм.

Разработано три основных комплекса:

—комплекс технических средств типа ПХН (подвеска хвостовика нецементируемая);

—технических средств типа ПХЦЗ (подвеска хвостовика цементируе­ мая, защищенная);

—комплекс технических средств типа ПХМЦЗ (подвеска хвостовика с

манжетным цементированием, защищенная).

Каждый из этих комплексов может быть выполнен в различных вариан­ тах, которые могут отличаться друг от друга по способу приведения в дей­

ствия отдельных узлов комплекса.

Спецификация оборудования для подвески хвостовиков 88,9/146,1 мм

фирмы Baker приведена в табл. 13.19.

ОАО НПО «Буровая техника» разработало и выпускает устройства типа ПМП (табл. 13.20) и ПМПЦ для спуска и подвески хвостовиков диамет­ ром 102 мм, 114 мм и 127 мм в обсадных колоннах диаметром 168 мм и 178 мм:

Т а б л и ц а 13.18. Основные технические характеристики узлов, входящих в состав

комплексов

Наименование параметров		Значение
1. Условный диаметр хвостовика (потайной обсадной ко­	102		114
лонны), оборудованного комплексом, мм
2. Условный диаметр обсадной колонны в которую про­	146	168	168	178
изводится спуск и установка комплекса, мм
3. Номинальный диаметр открытого ствола скважины	124		140
(диаметр долота), мм
4. Максимальный наружный диаметр технологической
оснастки, спускаемой на хвостовике в открытый ствол,	116		127
мм
5. Максимальный наружный диаметр узлов, не спускае­	120	140	140	148
мых в открытый ствол, по телу (по центратору), мм	(122)	(144)	(140)	(152)
6. Минимальный проходной диаметр в полой подвесной	30	40	40
пробке, мм
7. Проходной канал узлов комплекса (без учета внутрен­	85		97
них деталей), мм
8. Максимальная растягивающая нагрузка, кН (т)	600 (60)		700 (70)
9. Максимальный перепад давлении я между разобщае­		15
мыми гидравлическим пакером зонами, АР, МПа
10. Максимальная рабочая температура, °С		100
11. Длина узлов комплекса в транспортном положении,
мм:
разъединителя	2370		2481
якоря	1740		1890
пакера	3030		1775
переводника безопасного	1845		1845
муфты цементировочной ММЦ	2005		2140
муфты цементировочной ММ1	1785		2735
манжетного переводника	890		955
12. Присоединительные резьбы:
верхняя	3-86 3-102		3-102
нижняя (по ГОСТ 632—80)	ОТТМ-Ю2		ОТТМ-114

—типа ПМП для спуска и подвески хвостовиков без цементирования БС (рис. 13.21);

—типа ПМПЦ (табл.13.21) для спуска и подвески хвостовика с цементи­ рованием БС (рис. 13.22).

Хвостовик с технологической оснасткой на его нижнем конце и устрой­ ством на верхнем спускаются в скважину на бурильных трубах диаметром

89мм.

Комплект инструмента и технологической оснастки для спуска, подвес­

ки и цементирования хвостовиков типов ТГС-101,6 и ТГС-114, выпускае­ мый СП ЗАО «Удол», позволяет произвести цементирования боковых гори­ зонтальных стволов «хвостовиком» с подвешиванием его в колонне или с Упором на забой. Разъединение установочного инструмента от «хвостовика»

Т а б л и ц а 13.19. Спецификация оборудования для подвески хвостовиков 88,9/146,1

мм фирмы Baker

	№	Наименование
	п/п

1.Гидравлическая подвеска хвостовика «НуПо II», резьба 101,6 мм, ОТТМ

2.Переводник 4" ОТТМ х з'/2” NU

3.Верхняя продавочная пробка, наконечник 34,9 мм

4.Нижняя конусная продавочная пробка, хвостовик 88,9 мм и 102,0 мм

5.Посадочный шар, латунь, 22,2 мм

6.Гидравлическая цементировочная муфта с наружным диаметром 115,1 мм, седло под конусную пробку, резьба Зу2" NU 10 Rd

7.Заколонный пакер «СММХ Isozone» с наружным диаметром 111,1 мм и дли­ ной 2,1 м, резьба 88,9 мм NU 10 Rd

8.Стоп кольцо, тип II, седло под шар с внутренним диаметром 19,0 мм, резьба 88,9 мм NU

9.Обратный клапан с тарелкой, резьба 88,9 мм NU 10 Rd

10.Цементировочная компоновка с вертлюгом для пробки, резьба 1,9" EU 8 Rd

11.Спусковой инструмент с посадочными сухарями для пакера

12.Фрез для разбуривания гидравлической цементировочной муфты диаметром 85,0 мм

Таблица 13.20. Основные характеристики устройств типа ПМП для спуска и под­ вески хвостовиков

	Диаметр	Диаметр об­	Наруж­	Внутрен­	Длина устройства в ра­
		садной КО­		ний диа­	бочем положении, мм
Шифр устрой­	хвостовика	ЛОННЫ, в ко­	ный диа­	метр уст­
ства	оборудуе­	торой уста­	метр уст­	ройства (без	с левым	без левого
	мого уст­	навливается	ройства,	учета лево­	перевод­	перевод­
	ройства, мм	устройство,	мм	го перевод­
		мм		ника), мм	ником	ника
ПМП-102/168	101	168	136	90	1080	805
ПМП-114/168	114	168	140	97-100	1080	805

Т а б л и ц а 13.21. Основные характеристики устройства типа ПМПЦ для спуска,

цементирования и подвески хвостовиков

	Диаметр	Диаметр		Внутрен­	Длина устройства в ра­
		обсадной	Наруж­	ний диа­	бочем положении, мм
	хвостови­
Шифр устройства		колонны, в	ный диа­	метр уст-
	ка обору­	которой ус­	метр уст­	ройства (без	с левым	без левого
	дуемого	танавлива­	ройства,	учеталевого
	устройст­				перевод­	перевод­
		ется уст­	мм	переводни­
	ва, мм				ником	ника
		ройство, мм		ка), мм
ПМПЦ-102/168	102	168	136	90	1080	805
ПМПЦ-114/168	114	168	140	97-100	1080	805

Рис. 13.21. Устройство типа				Рис. 13.22. Устройство типа ПМПЦ: 1 — корпус, 2 —
ПМП:	1 — заглушка,		2 —	уплотнительный элемент, 3 — плашки,					4 — уплот­
переводник		левый,	3 —	нительные кольца, 5 — впускной клапан, 6 — ниж­
муфта, 4 — корпус, 5 — шар,				ний	переводник,	7 — амортизатор;			8 — срезной
6 — пластина, 7 — амортиза-				винт,	9 — подвесная		пробка,	10, 11 — заглушка,
тор,	8 — клапан, 9 — эле­			12 — продавочная		пробка,		13 — разделительная
мент	уплотнителя,		10 —	пробка.
плашки, 11 — кольца уплот­
нительные,		12 — перевод­		можно производить			как до	цементирования,
ник, 13 — заглушка.

так и после.

Конструкция ТГС позволяет после цементирования «хвостовика» допол­ нительно герметизировать его в колонне путем распакеровки пакера, рас­ положенного в адаптере ТГС.

Комплект оборудования состоит из:

—установочного инструмента ВМ-УИ, многократно используемого для спуска «хвостовика»;

—стыковочного комплекта ТГС с набором технологической оснастки для оснащения и крепления «хвостовика», предназначенного для уста-

Т а б л и ц а 13.22. Обсадные трубы, применяемые для сборки хвостовиков

	Диа­	Диа­	Тол­			Критиче­	Внут­	Растягиваю­	Приве­
					Диаметр	ское сми­	реннее	щая нагруз­	ден­
	метр	метр	щина	Тип резьбы
					муфты,	нающее	давле­	ка до преде­	ный вес
	скважи­	труб,	стен­		мм	давле­	ние,	ла текуче­	1П.М.,
	ны, мм	мм	ки, мм
						ние, МПа	МПа	сти, кН	кг
	120,6	88,9	6,50	НКБ	102,0	36,6	47,6	622,0	13,63
		88,9	6,45	Ст. АНИ -	108,0	51,0	48,0	487,0	13,12
				гладкие
	123,8	88,9	6,50	НКБ	102,0	36,6	47,6	622,0	13,63
		88,9	6,45	Ст. АНИ -	108,0	51,0	48,0	487,0	13,12
		101,6		гладкие
			6,50	НКБ	110,0	29,6	41,6	723,0	15,74
		101,6	6,45	Ст. АНИ -	110,3	45,0	43,0	—	13,51
				TDS, VAM
	139,7	101,6	6,50	НКБ	110,0	29,6	41,6	723,0	15,74
		101,6	6,45	Ст. АНИ -	110,3	45,0	43,0	—	13,51
				TDS, VAM
		114,3	6,40	ОТТМА	127,0	29,5	37,2	821,0	17,23
	142,8	114,3	6,88	стт	114,3 б/м	33,2	39,9	495,0	18,20
		114,3	7,00	НКБ	130,0	28,9	40,0	880,0	19,09
	ИЛИ	114,3	6,88	Ст. АНИ -	132,1	39,4	40,0	881,0	18,23
	144
				гладкие
	(152,4)
		114,3	6,88	Ст. АНИ -	127,0	39,4	40,0	—	18,75
				TDS, VAM
		114,3	6,40	ОТТМА	127,0	29,5	37,2	821,0	17,23
		114,3	6,88	СТТ	114,3 б/м	33,2	39,9	495,0	18,20

Примечание: прочностные характеристики указаны — по отечественным трубам для

	марки «Д»; по импортным трубам — для марки «J-55» («К-55»)
	Т а б л и ца	13.23. Основные параметры
			Труба			Муфта
	Наружный		Толщина	Масса, кг/м	Наружный	Толщина		Масса, кг/м
	диаметр, мм		стенки, мм		диаметр, мм	стенки, мм
	101,6		6,5	15,2	по	90,0		3,3
	110,0		6,5	16,6	117	98,5		3,3
	новки	и	цементирования затрубного пространства				«хвостовика» и

разъединения установочного инструмента.

Характеристика обсадных труб, применяемых для сборки хвостовиков, представлена в табл. 13.22.

Трубы обсадные диаметром 102 н 110 мм с муфтами уменьшенного разме­ ра ОТТМ-102 н ОТТМ-ИО.

Трубы ОТТМ -102 предназначены для крепления боковых наклонных и горизонтальных стволов, пробуренных из обсадных колонн диаметром 146 мм, а трубы О ТТМ -110 — для ремонтных работ в указанных колоннах.

С целью повыше­ ния прочности и ус­ тойчивости при рабо­ те машинными клю­ чами внутреннее от­ верстие муфт умень­ шено до размера от­ верстия в обсадных трубах. Муфты изго­

	тавливаются	из стали
	последующей	группы	труб.
	прочности	(табл.
	13.23).

Трубы ОТТМ-102 и ОТТМ-110 с трапецеидальной резьбой выпускаются ОАО «Синарский трубный завод» по ТУ 14—161—163—96.

ОАО ВНИИТнефть освоило выпуск оснастки для спуска и цементирова­ ния труб ОТТМ-102 и ОТТМ-110 хвостовиками. Оснастка состоит из баш­ мака, обратного клапана, пакера, нижней и верхней продавочных пробок, резьбового разъединителя хвостовика обсадных труб от бурильных труб (рис. 13.23).

13.6. Проектирование гидравлических режимов цементирования эксплуатационных колонн-хвостовиков в БС [36]

Процесс крепления хвостовиков в БС сопровождается специфическими особенностями:— малые кольцевые зазоры между стенками скважины и обсадной колонной диаметром 215,9 мм в 2—3 раза меньше, чем в обычных наклонно направленных скважинах;

—большая интенсивность набора кривизны ствола скважины, которая может достигать 10°С/10 м и более;

—низкие давления в пластах, выработанных путем заводнения, а также

высокие в пластах, расположенных как выше, так и ниже продуктив­

ных объектов.

В связи с указанными выше особенностями возникают дополнительные проблемы, требующие повышенного внимания:

—трудность прохождения колонн к забою;

—ограничения к жесткости колонны;

—опасность прорыва воды в скважину через интервал стыковки хвосто­

вика с предыдущей колонной (колонной основного ствола), т. е. через «голову» хвостовика;

—возможность притока воды с забоя при открытом стволе;

—трудность размещения в затрубном пространстве каких-либо уст­

ройств (центраторов, якорей, пакеров);

—невысокая степень вытеснения глинистого раствора цементным;

—более высокий уровень давлений в процессе продавливания, что мо­ жет вызвать нарушение целостности пластов и поглощение цементно­

го раствора (в том числе продуктивными пластами).

Поэтому большое значение приобретает управление реологическими и тампонажными свойствами растворов, гидравлическими параметрами по­ тока в заколонном пространстве, физико-механическими характеристика­ ми цементного камня.

В связи с этим научно обоснованное проектирование и реализация гид­

равлических режимов цементирования эксплуатационных колонн-хвосто­ виков является важнейшим требованием для обеспечения надежности ра­ зобщ ения нефтеводоносны х пластов при креплении БС (в условиях малых кольцевых зазоров и большой кривизны ствола) и максимальной их про­ дуктивности.

М ногочисленные исследования отечественных и зарубежных специали­ стов и производственная практика показывают, что максимальное замеще­ ние глинистого раствора тампонажным в заколонном пространстве проис­ ходит при турбулентном режиме его течения и использовании буферных жидкостей.

Для оценки достижения турбулентного режима определяется критиче­ ская скорость восходящего потока.

Важно обеспечить турбулентный режим течения глинистого раствора, буферной жидкости и цементного раствора при прохождении их в интерва­ лах продуктивных горизонтов, осложненны х, как правило, кавернами, за весь период движения этих жидкостей в заколонном пространстве. На ко­ нечном этапе движения цементного раствора его течение может происхо­ дить при ламинарном режиме из-за роста давлений на устье скважины. Для фиксирования давления «стоп» скорость продавливания резко снижается, течение тампонажного раствора может происходить при «структурном» ре­ жиме, т. е. при практически неразруш енной (восстановленной) структуре. На этой скорости продавливается 0,5— 1,0 м3 продавочной жидкости.

Ввиду малого объема продавочной жидкости при цементировании хво­ стовиков в БС цементировочные агрегаты должны быть установлены стро­ го горизонтально. Определяемые временем крепления значения реологиче­ ских параметров в расчетах берутся на конец продавки тампонажного рас­ твора.

13.6.1. Реологические свойства растворов и принципы их регулирования

Реологические свойства буровых и тампонажных растворов проектиру­ ются и регулируются исходя из условий обеспечения турбулентного режима их движения в процессе цементирования обсадных колонн. Важное значе­ ние имеет уменьш ение предельного динамического напряжения сдвига тампонажного раствора т0 ТР.

Величина этого параметра для бурового раствора (т0 Бр) также должна быть минимальной для обеспечения вытеснения его из участков защемле­ ния эксцентрично расположенной колонной. Введением пластификаторов значения т0Тр и т0БР могут быть уменьшены в 2—3 раза. При этом пластиче­ ские вязкости растворов (г|*ТР и г|*БР) изменяются незначительно, так как они зависят в основном от концентрации твердой фазы (плотности раство­ ров). Рецептура тампонажного раствора должна обеспечивать требуемые реологические параметры на конец периода продавливания. Необходимые для расчета реологические параметры растворов определяются по извест­ ной методике [51] с использованием ротационных вискозиметров «Реотест», «Ф энн» и других типов с вращающимся внутренним цилиндром. Уменьш ение значений реологических параметров растворов, помимо повы­ шения качества цементирования колонн, приводит к сниж ению давлений на устье скважины и гидродинамических давлений на стенки скважин и продуктивный пласт при всех режимах их течения (рис. 13.24).

б

т,дПа

Рис. 13.24. Характерные реологические зависимости для раствора тампонажного це­ мента Стерлитамакского завода: а — полная реологическая кривая, полученная на приборе РПЦ-1 УфНИИ (Башнипинефть): В/Ц = 0,5; удельная поверхность Syn = 3200 см2Д; градиент скорости сдвига при перемешивании раствора в зазоре виско­ зиметра = 350 с"1; продолжительность перемешивания Тп= 20 мин; б — кинетика

структурообразования при постоянном значении £п = 146 с-1; В/Ц = 0,5;		1 — Sya =
3900 смуг; 2 — Sya = 3200 см2/г (наиболее распространенное значение Syfl);		— те­
кущее значение градиента скорости течения (скорости сдвига);	-скорость сдвига

при длительном перемешивании (течении) в зазоре вискозиметра; т — текущее зна­ чение напряжения сдвига; ri!m— пластическая вязкость практически неразрушенной структуры; г)* —■пластическая вязкость практически разрушенной структуры; rj"m— вязкость предельно разрушенной структуры; т0— предельное динамическое напря­ жение сдвига; 0О— предельное статическое напряжение сдвига (прочность структу­ ру); тг> т"г- соответствующие граничные напряжения, определяющие области тече­ ния.