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

скважины в течение 1,5—2 циклов циркуляции бурильный инструмент под­ нимают и осуществляют спуск колонны-хвостовика.

Технические средства для заканчивания скважины.

Дополнительный ствол скважины, в зависимости от геолого-техниче­ ских условий, может быть оставлен открытым или должен быть обсажен эксплуатационной колонной (хвостовиком) диаметром 114,3; 101,6 или 89 мм. Новая эксплуатационная колонна в виде «хвостовика» может быть под­ вешена и зацементирована в «старой» эксплуатационной колонне с помо­ щью специальных устройств подвески и герметизации [60, 61, 69].

Обсадные трубы должны быть испытаны на давление опрессовки не ме­ нее 1,5Р рабочего расчетного давления при цементировании скважины, но не более допускаемого согласно ГОСТ.

Обратные клапаны, подвеска «хвостовика», башмачный патрубок долж­ ны быть опрессованы на давление Р опр= 1>5Ррасч

В процессе спуска каждая труба должна шаблонироваться жестким двойным шаблоном, диаметр которого на 3 мм меньше внутреннего диа­ метра обсадной трубы, а длина не менее 150 мм.

Крутящий момент докрепления резьбового соединения обсадных труб ключом УМК в процессе спуска в скважину должен соответствовать [61].

Определение проходимости обсадных колонн при спуске.

Проходимость обсадных колонн при спуске в искривленном участке ствола скважины возможна при условии:

В + GKP —Т„ —Ту —Тк > 0 ,

(13.69)

где В — составляющая веса колонны длиной L, направленная вдоль ее оси, Н; GKP — допустимая нагрузка на колонну весом труб, расположенных вы­ ше определяемого участка, при которой начинается продольный изгиб труб, Н; GKP не должна превышать допустимой технологической разгрузки колонны при спуске; Тн, Ту — силы сопротивления, вызванные, соответст­ венно, трением колонны о стенки скважины и контактным давлением под действием упругости колонны при прохождении искривленного участка, Н;

Тк — сила сопротивления движению башмака колонны	в искривленном
участке ствола, Н.
В = 10q|LcosaCp,	(13.70)

где q, — масса 1 см обсадных труб с учетом потери массы в промывочной жидкости; L — длина участка ствола, в пределах которого определяется проходимость колонны, см (принимают L>2000 см); а Ср — средний угол наклона ствола скважины в зенитной плоскости на определенном участке L, градус.

GKP = 19,4l/lOEJqi,

(13.71)

где Е — модуль Юнга (для стали Е = 2,1?105 МПа); I — осевой момент инерции труб (см4), определяемый, в свою очередь, по формуле:

I = 0,049!/D 4 - d4

где D, d — наружный и минимальный внутренний диаметры труб, проходя­ щих при спуске через участок L (см). Величина силы сопротивления ко­ лонны о стенки скважины определяется по формуле:

Тн = 10nqTLsinaCp,

(13.72)

где р — коэффициент трения стали о породу (изменяется в пределах ц=0,05-0,6); при наличии смазывающих добавок в буровом растворе р<0,2; при сухом трении (в воздухе) — ц~0,6.

Величина силы сопротивления Ту, вызванное действием контактного давления под действием упругости колонны при прохождении искривлен­ ного участка, определяется по формуле:

Ту = р • t • L .	(13.73)
Удельная сила контактного давления t определяется по формуле:
t = 768EIf_	(13.74)

Длина прямолинейного участка колонны труб / определяется по фор­ муле:

1 = 2,/(R + 0,5Dc)2- ( R + 0,5Dc - f max)2,

(13.75)

где t — равномерно распределенная по длине участка колонны удельная си­ ла контактного давления, Н/см; / — длина прямолинейного участка колон­ ны труб, вписывающегося в искривленную часть ствола скважины, в преде­ лах которой проверяется проходимость, см; fmax — зазор между стенкой скважины и муфтой (см), величина которого определяется по формуле:

f«„ = Dc - D M,

(13.76)

где Dc — диаметр скважины по кавернометрии на участке L\ DM— диаметр муфты трубы; R — пространственный радиус кривизны ствола скважины на участке L (см), определяемый по формуле:

R = 57,325 Ay

(13.77)

где Avj/ — изменение пространственного угла наклона ствола скважины на участке L (град), определяемое по формуле:

Avj/ = 2arcsin Jsin2^ c o s 2^ + sin2^ s i n 2acp,

(13.78)

где Aa, A0 — изменение угла наклона ствола скважины в зенитной и азиму­

тальной плоскостях на участке L (град).

Величина силы сопротивлений движению башмака колонны в искрив­ ленном участке ствола определяется по формуле:

TK = |iN + F ,

(13.79)

где N — сила нормального давления башмака колонны на стенку скважины

(Н).

	200EI(2R + Р с)	(13.80)
	R1(2R-DC + 2DM) ’

где F — сила, направленная вдоль оси колонны от воздействия башмака ко­ лонны на стенку искривленного ствола скважины (Н), которая определяет­ ся по формуле:

Таблица 13.38. Комплект поставки оснастки ОХН-М2/168РС

	№	Наименование	Единица	Коли­
	п/п		изменения	чество
	1.	Оборудование низа хвостовика 03C-102PC.800	шт.	1
	1.1.	Клапан обратный	шт.	2
	1.2.	Устройство для заполнения колонны	шт.	1
	1.3.	Башмак	шт.	1
	1.4.	Патрубок (труба ОТТМ 102x6,5-Д ТУ 14-161-163-96 L =	шт.	3
		1 - 2 м)
	2.	ПРОБка ПВ-73РС.800	шт.	1

3.Разъединитель с подвесным устройством и пакером для

	нецементируемого хвостовика РППН-168РС.800	шт.	1
4.	Труба ОТТМ 102x6,5-Д ТУ 14-161-163-96 с муфтой	шт.	*
	ОТТМ 102x110-Е ТУ 14-161-163-96
5.	Фильтр скважинный ФС-102	шт.	*
	200EI		(13.81)
	R (2 R -D C + 2DM)

При наличии нескольких интервалов с резкими изменениями простран­ ственного угла условие проходимости проверяют на участке с меньшим значением R.

Оснастка обсадных колонн.

Трубы обсадные диаметром 102 и 110 мм с муфтами уменьшенного разме­ ра ОТТМ и ОТТМ -110 (см. стр. 352).

Оснастка для спуска нецементируемого хвостовика типа ОХН-102/ 168РС.

Комплект оснастки ОХН-Ю2/168РС предназначен для спуска из техни­ ческой колонны (168 мм, подвески и герметизации хвостовика, состоящего из обсадных труб ОТТМ 102x6,5-Д ТУ 14—161— 163—96 и фильтров сква­ жинных ФС-102. Хвостовик спускается в скважину на транспортировочной колонне — бурильных трубах диаметром 89 мм с замковой резьбой 3-102 ГОСТ 28 487—90. При установке переходного переводника хвостовик мо­ жет спускаться на бурильных трубах диаметром 73 мм.

Комплект поставки.

В полный комплект поставки оснастки ОХН-Ю2/168РС входят элемен­ ты представленные в табл. 13.38.

Основные параметры и размеры хвостовика 03C-102PC.800 приведены в табл. 13.39.

Таблица 13.39. Основные параметры и размеры хвостовика 03C-102PC.800

Наименование	Значение
1. Оборудование низа хвостовика 03C-102PC.800.
1.1. Наружный диаметр, мм, не более	по
1.2. Внутренний диаметр (без учета внутренних деталей), мм, не	85
менее

	Продолжение
Наименование	Значение
1.3. Длина, м	3,6-6,6
1.4. Площадь проходного канала (в обратных клапанах), см2, не	15,7
менее
1.5. Усилие среза винтов в устройстве для заполнения колонны,	900
кгс
1.6. Материал внутренних деталей (кроме пружин)	алюминий,
	чугун
1.7. Присоединительная резьба	ОТТМ 102 ТУ
	14-161-163-96
1.8. Масса, кг	70
2. Пробка ПВ-73РС.800.
2.1. Диаметр манжет, мм	59
2.2. Диаметр наконечника, мм	45
2.3. Длина, мм	290
2.4. Количество манжет, шт.	4
2.5. Масса, кг	1.4
3. Разъединитель с подвесным устройством и пакером для цементируемого
хвостовика РППН-168РС.800
3.1. Наружный диаметр, мм	140
3.2. Диаметр по центраторам, мм	144
3.3. Проходной диаметр (после разъединения), мм, не менее	85
3.4. Проходной диаметр (до разъединения), мм, не менее	40
3.5. Длина, мм	3400
3.6. Присоединительная резьба к хвостовику	ОТТМ 102 ТУ
	14-161-163-96
3.7. Присоединительная резьба к транспортировочной колонне	3-102 ГОСТ
	28 487-90
3.8. Перепад давления, необходимый для срабатывания подвесного	8,0 ± 1,0
устройства, МПа
3.9. Перепад давления, необходимый для срабатывания пакера,	11,0 ± 1,0
МПа
3.10. Максимальный перепад давления на устройстве, МПа, не бо­	16,0
лее
3.11. Максимальный перепад давления между разобщенными па­	20,0
кером зонами, МПа, не более
3.12. Температура среды при эксплуатации, °С, не более	10,0
3.13. Максимальный вес подвешиваемого хвостовика, кг	20 000
3.14. Масса устройства, кг	240 ± 5 %
4. Фильтр скважинный ФС-102
4.1. Длина, мм	9200-13 000
4.2. Наружный диаметр, мм	117,5

	Продолжение
Наименование	Значение
4.3. Диаметр по центраторам, мм	125
4.4. ВНУТренний диаметр (без учета колпачков), мм	88
4.5. Длина фильтрующей части, мм	6000
4.6. Тонкость фильтрации, мм	0,2
4.7. Допустимый перепад на фильтре (при промывке), МПа, не бо­	5,0
лее
4.8. Присоединительные резьбы	ОТТМ 102 ТУ
	14-11-163-96
4.9. Масса, кг	«190

Устройство и принцип работы.

1.Оборудование низа хвостовика 03C-102PC.800 состоит из башмака, двух обратных клапанов, устройства для заполнения колонны, трех патруб­ ков и муфты.

2.Обратный клапан позволяет осуществлять промывку скважины в про­ цессе спуска хвостовика и исключает поступление жидкости из заколонного пространства в хвостовик мимо фильтров. Состоит из муфты, корпуса и подпружиненного тарельчатого клапана.

3.Устройство для заполнения колонны исключает необходимость доли­ ва колонны при спуске хвостовика. Состоит из муфты, в которой с помо­ щью срезаемых винтов закреплена втулка. В муфте выполнены два отвер­ стия (10 мм, через которые происходит заполнение колонны. Для закрытия отверстий необходимо, после разбуривания колпачков в фильтрах, нажать инструментом на втулку. При этом срезаются винты и втулка, переместив­ шись до упора в переводник, перекроет отверстия. В этом положении втул­ ка зафиксируется стопорным кольцом.

4.Пробка ПВ-73РС.800 предназначена для герметичного перекрытия проходного канала в разъединителе (после спуска хвостовика), что позво­ ляет поднять в нем давление жидкости до величины, необходимой для сра­ батывания подвесного устройства и пакера. Состоит из стержня, втулки с уплотнительным кольцом, гайки и четырех манжет.

5.Разъединитель с подвесным устройством и пакером для нецементируемого хвостовика РППН-168РС.800 состоит из соединенных друг с дру­ гом с помощью конических резьб разъединителя, пакера и подвесного уст­ ройства. Схема работы РППН-168РС.800 приведена на рис. 13.38.

5.1.Подвесное устройство предназначено для подвешивания (заякоривания) хвостовика в технической колонне. Состоит из корпуса, в котором расположен гидроцилиндр, переводника-центратора и клиньев, соединен­ ных с поршнем гидроцилиндра тягами. При движении поршня гидроци­ линдра под действием давления жидкости клинья перемещаются по на­ клонным поверхностям в корпусе устройства и заклинивают его в техниче­ ской колонне. Срабатывание устройства обеспечивается за счет действия давления на четыре срезаемые винта, которые фиксируют поршень с клиньями в исходном положении.

5.2.Пакер предназначен для герметизации межколонного пространства (между хвостовиком и технической колонной). Состоит из корпуса, на ко­ тором расположен гидроцилиндр, нажимной втулки, набора резиновых

крепленную на них контактной сваркой. Конструкция фильтра позволяет производить промывку скважины в процессе ее спуска.

Исходные данные для спуска хвостовика:	2,6 м.
Диаметр стола ротора
Эксплуатационная колонна	146 м.
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны	132 м.
в интервале механического пакера Hyflo III
Максимальный наружный диаметр «хвостовика»	124,5 мм.
Диаметр фрезов для шаблонирования эксплуатационной	125 мм.
колонны
Глубина «окна»	1813,0 м.
Подошва ближайшего водоносного пласта по стволу	2220 м.
Кровля продуктивного пласта БС, (по стволу)	2311 м.
Первоначальное давление опрессовки эксплуатационной	10,0 МПа
колонны
Допустимое давление опрессовки эксплуатационной	8,0 МПа
колонны
Воронка адаптера выше «окна»	120 м.
Скважина заполнена биополимерным раствором	1150 кг/м3.
плотностью
Общая длина «хвостовика»	927 м.

После ОЗЦ перевести скважину на промывку солевым раствором. Состав низа компоновки «хвостовика» (рис. 13.39):

1.С глубины установки башмака фильтры НКТ-89 (127 м).

2.Переводник ОТТМ-Ю2/НКТ-89.

3.Одна глухая труба ОТТМ-Ю2.

4.Одна труба ОТТМ-102 с 5-ю отверстиями.

5.Одна глухая труба ОТТМ-Ю2.

6.Одна труба ОТТМ-102 с 5-ю отверстиями.

7.Одна глухая труба ОТТМ-Ю2.

8.Одна труба ОТТМ-102 с 5-ю отверстиями.

9.Одна глухая труба ОТТМ-102.

10.Патрубок ОТТМ-102 с цементировочной заглушкой.

11.Цементировочная муфта механическая на глубине 2420 м.

Втабл. 13.40 приведен состав геолого-технического наряда на бурение бокового ствола с горизонтальным участком скважины 935 Сайгатинского месторождения.