Устройства и приспособления для оснащения обсадных колонн

Оборудование низа обсадной колонны.В конструкцию низа об­садных колонн входят:

- башмачная направляющая пробка,

- баш­мак (короткий патрубок с боковыми отверстиями),

- обратные клапаны, упорное кольцо,

- кольца жесткости и турбулизаторы.

- центрирующие фонари и скребки (для эксплуатационных и промежуточных колонн).

Башмачная направляющая пробка крепится к баш­маку обсадной колонны и служит направляющей при ее спуске. Без направляющей пробки башмак колонны при спуске срезает со сте­нок скважины глинистую корку и породу. В результате за­грязняется ствол скважины и закупоривается нижняя часть колон­ны. Из-за образования патронных сальников или невозможности продавить промывочную жидкость обсадную колонну нередко приходится поднимать из скважины.

Применяют несколько типов направляющих пробок: деревян­ные, бетонные и чугунные (рис. .3).

Деревянные пробки бывают двух видов: крестообразные, изго­товляемые из 8... 10 см сосновых досок на гвоздях; точеные — из дерева крепких пород (Рис. 3 а).

Бетонные пробки отливают в специальной форме, смесь проч­но прихватывается к башмаку (Рис. 3 б). Такие пробки легко разбуриваются.

Чугунные пробки имеют одно центральное и два боковых отверстия (Рис. 3в). В башмаке они крепятся на резьбе. Чугунные пробки обладают высокой механической проч­ностью и в то же время сравнительно легко разбуриваются.

Рис. 3. Башмачные направляющие пробки:

а — деревянная; б — бетонная; в — чугунная; г — стальная «паук»; 1 — башмак

В некоторых случаях при спуске эксплуатационных колонн или хвостовиков вместо башмака с направляющей пробкой обсадная колонна заканчивается «пауком» (Рис. 3 г).

Башмак колонны устанавливается на первой трубе для предупреждения смятия торца нижней трубы обсадной колонны при спуске в скважину и представляет собой толстую короткую (0,5 м) трубу. Наружный диаметр башмака равен диаметру муфты, а внутренний — внутреннему диаметру обсадной трубы.

Обратные клапаны выполняют следующие функции:

Рис. 4. Тарельчатый клапан: 1 — стержень; 2 — пружина; 3 — седло клапана; 4 — тарелка

- предотвращают заполнение обсадной колонны буровым раствором при спуске ее в скважину, что в конечном счете умень­шает нагрузку на вышку;

- препятствуют обратному перетоку цементного раствора, из коль­цевого пространства в обсадную колонну.

Наиболее простой и распространенный тарельчатый клапан (рис. 4) состоит из седла клапана 3, ввинчиваемого в муфту, та­релки 4, стержня 1 и пружины 2. Пружину затягивают при помощи гайки и контргайки.

Рис. 5. Обратный дроссель­ный клапан: I — корпус; 2 — нажимное кольцо; 3 — разрезная шайба; 4 — резиновая диафрагма; 5 — упорное кольцо; 6 — шар; 7 — ограничитель; 8 — эластичная мембрана; 9 — дроссель

Используются также шаровые и дроссельные обратные клапа­ны (рис. 5). Обратные клапаны устанавливаются на расстоянии 2...12 м от башмака. При спуске об­садных колонн значительной длины или хвостовиков устанавливаются два обратных клапана на расстоянии 8... 12 м друг от друга. В скважинах с воз­можными газопроявлениями обратные клапаны устанавливают вне зависимо­сти от глубины спуска колонны во из­бежание газового выброса через колон­ну в процессе ее спуска и цементиро­вания. Обратный клапан перед спуском в скважину опрессовывают на давле­ние, в 1,5 раза превышающее его ра­бочее давление.

Так как обсадную колонну с обрат­ным клапаном спускают порожней, то периодически (через 100...200 м) сле­дует доливать ее буровым раствором. Если этого не делать, наружное давление может достигнуть критической величины, угрожающей или смятию колон­ны, или прорыву обратного клапана.

Упорное кольцо(кольцо «стоп») устанавливается для четкого фиксирования окончания процесса цементирования над обрат­ным клапаном (на расстоянии 6... 12 м).

Упорное кольцо изготавливается из чугуна в виде шайбы тол­щиной 12... 15 мм; диаметр отверстия делается на 60-75 мм мень­ше наружного. В некоторых случаях упорное кольцо имеет не одно отверстие, а два или четыре.

Кольца жесткости служат для усиления отдельных интервалов обсадной колонны. Их рекомендуется устанавливать на кон­дукторы и промежуточные колонны. Для усиления нижней части обсадной колонны и повышения прочности соединения на ниж­ние 4...5 труб одеваются короткие (100...200 мм) патрубки и зак­репляются электро­сваркой. Изготавливаются они, обычно, из обсадных труб следующего за данной обсадной колонной размера.

Турбулизаторы способствуют лучшему замещению бу­рового раствора цементным в процессе цементирования обсадных колонн. Турбулизатор (рис. 6) состоит из корпуса 1, неподвижно закрепляемого на обсадной трубе, упругими (обычно резиновыми) лопастями 2, наклоненными под углом 30...50° к образующей оси. Лопасти изменяют направление восходящего потока промывочной жидкости и цементного раствора, способствуют образованию местных вихрей и разрушению структуры в застойных зонах. Для крепления на обсадной трубе служат спиральный клин 3.

Рис. 6. Турбулизатор

Турбулизаторы целесообразно устанавливать в интервалах недостаточно хорошего центрирования колонны со сложной конфигурацией сечения ствола скважины, а также на участках с не очень большими кавернами.

Центрирующие фонари (центраторы) значительно улучшают вытеснение бурового раствора. Если обсадная колонна не отцентрирована в скважине, то цементный раствор не вытес­няет буровой по всей площади кольца, а оставляет застойные зоны бурового раствора. Центрирующий фонарь (центратор) представляет собой устройство, центрирующее обсадную колонну в скважине, способствуя, таким образом, образованию более равномерного цементного кольца вокруг колонны.

Применяют центрирующие фонари (центраторы) двух видов: пружинные разборные (рис. 7) и жесткие неразборные.

Число фонарей на спускаемой обсадной колонне в каждом конкретном случае определяют мощностью интер­вала, в котором необходимо надежно разобщить пласты. Должно быть не менее двух направляющих фонаря над продуктивным горизонтом и столько же под ним. Размещать фонари следует рав­номерно в местах, где кавернограмма показывает отсутствие увеличения ствола скважины.

Рис. 7. Центрирующий фонарь (центратор): 1 — обсадная труба; 2 — кольцо; 3 — отверстия для сварки; 4 — планки; 5 — упорное кольцо	Рис. 8. Скребок

Скребки (рис. 8) при­меняют для удаления со стенок скважины фильтрационной глинистой корки при спуске обсадной колонны. Их устанавливают на тех же участках обсадной колонны, что и центрирующие фо­нари (центраторы). Наибольший эффект получается при совме­стном применении скребков и центраторов.

Пакеры, устанавливаемые на обсадной колонне.В целом ряде случаев устройств и приспособлений для оснащения низа обсад­ной колонны, рассмотренных выше, оказывается недостаточно для получения качественной изоляции нефтегазоносных пластов от во­доносных. Если они разделены небольшими (не более 6... 8 м) пропластками, то оставшиеся в зоне этих пропластков непрочные гли­нистые включения (корка, пленка, пристенный увлажненный слой глинистой породы) могут быть прорваны под действием перепада давления.

Рис. 9. Пакер типа ППГ конструкции ВНИИБТ: / — корпус; 2 — рези­нотканевый уплотни­тель; 3 — обжимной ста­кан; 4— патрубок; 5 — дифференциальная втулка; 6 — перепускная манжета; 7 — защитная втулка; 8 — штифт; 9 — переводник; А — коль­цевая полость; Б — ка­налы; В—отверстия

Для обеспечения надежного крепления скважины в указан­ных выше интервалах используется избирательный метод изоля­ции пластов.Обсадная колонна в этих интервалах до­полнительно к перечисленным выше устройствам и приспо­соблениям оснащается заколонными пакерами.

В качестве примера рассмотрим пакер типа ППГ (рис. 9). На обсадной колонне может быть установлено любое необходимое число этих пакеров. Пакеры после срабатыва­ния не перекрывают проходного канала об­садной колонны и не сужают его. Пакер типа ППГ состоит из двух основных узлов: рукав­ного уплотнителя и клапанного узла.

Рукавный уплотнитель состоит из корпу­са/и резинотканевого уплотнительного эле­мента рукавного типа 2 с обжимными стака­нами 3. В теле корпуса выполнены каналы Б для подачи жидкости в кольцевую (рабочую) полость А между корпусом и уплотнительным элементом.

Клапанный узел включает в себя корпус 1 патрубок 4, в котором установлены диффе­ренциальная втулка 5 и дополнительные эле­менты: сменный срезной винт, пружинный фиксатор, резиновая перепускная манжета 6 одностороннего действия, защитная втулка 7 со срезными полыми штифтами 8. Пакер присоединяют к обсадной колонне с помо­щью переводника 9.

Пакер срабатывает следующим образом. При прохождении цементировочной пробки через пакер срезаются штифты 8, установ­ленные в защитной втулке 7, образуя канал для передачи давления из полости обсадной колонны на дифференциальную втулку 5. Таким образом, клапанный узел подготавливается к срабатыванию. При создании в об­садной колонне заданного давления после окончания продавки тампонажной смеси сре­зается винт из алюминиевого сплава, соеди­няющий дифференциальную втулку 5 с кор­пусом клапанного узла, и втулка 5 переме­щается вверх (прямой ход).

Перемещением дифференциальной втул­ки 5 обеспечивается соединение кольцевой полости А рукавного уплотнителя через ка­налы Б и радиальные отверстия В с полос­тью обсадной колонны. Жидкость из обсад­ной колонны отгибает манжету б клапанного узла, поступает в полость уплотнительного рукава и происходит запакеровка затрубного пространства. Затем избыточное давление в цементировочной головке снижают. При этом на манжету 6 клапанного узла начинает действовать избы­точное давление со стороны рукавного уплотнителя. В результате дифференциальная втулка 5 возвращается в исходное положение (обратный ход). Пружинным фиксатором дифференциальная втул­ка 5 жестко закрепляется в конечном положении.

Оборудование верхней части обсадной колонны.В зависимости от способа спуска обсадных колонн в скважину верхняя часть колонны оканчивается следующими устройствами или приспособлениями:

для спуска колонн секциями или хвостовиков;

подвески секций или хвостовиков.

При секционном спуске промежуточных и эксплуатационных колонн можно применять различные устройства, обеспечивающие требуемую герметичность сочленения секций (рис. 10).

Рис. 10. Устройство для спуска колонн секциями: а — соединение первой секции с бу­рильными трубами; б — соединение двух секций; 1 — обсадная труба; 2 — специальная муфта; 3 — пере­водник с левой резьбой; 4 — верх­няя часть специальной муфты; 5 — переводник на бурильные трубы; 6 — предохранительная втулка; 7 — бу­рильная труба; 8 — уплотнительная муфта; 9 — башмачный патрубок; 10 — направляющая пробка

Во избежание деформации от собственной массы секций обсад­ных колонн или хвостовиков после их разгрузки на забой, напряже­ний кручения при отвороте колонны бурильных труб и создания необходимой устойчивости колонны ее следует подвешивать либо на цементный камень, либо на нижнюю часть предыдущей колон­ны или воронку предыдущего хвостовика. Для выполнения этих задач используются различные устройства, устанавливаемые в вер­хней части опускаемой колонны. В качестве примера рассмотрим устройство для подвески сек­ции на воронке предыдущего хвостовика (рис. 11). При нали­чии в конструкции скважины хвостовика нижней секции эксплуатационной колонны подвеска осуществляется на его воронке. Для этого используется специальная муфта (см. рис. 9) с дополнительным включением трех клиньев, закрепляемых под уг­лом 120° друг к другу в нижней части специальной муфты. Размер этих клиньев на 10... 12 мм больше диаметра уплотнительной муф­ты, необходимой для возможного соединения предыдущего хво­стовика с верхней его частью.

Подвеска может осуществляться перед цементированием сек­ции и после цементирования. Наличие трех каналов между ворон­кой хвостовика и нижней частью специальной муфты эксплуата­ционной колонны позволяет вести промывку скважины в процес­се цементирования в подвешенном состоянии нижней секции экс­плуатационной колонны.

Рис. 11. Схема подвески сек­ции колонн на воронке хвос­товика: 1 — эксплуатационная колонна; 2 — верхняя часть специальной муфты хвостовика; 3 — клинья; 4 — нижняя часть специальной муфты эксплуатационной колон­ны; 5 — верхняя часть специаль­ной муфты; 6 — направляющая пробка; 7 — промежуточная ко­лонна; 8 — соединительный пат­рубок верхней секции